Аналитика



Глава 13. несущая способность надземных переходов трубопроводов 253

Глава 13. Несущая способность надземных переходов трубопроводов 253

§ 1. Анализ упругой и упруго-пластической работы надземных переходов 253 § 2. Влияпие изменения нагрузок и воздействий иа несущую способность

§ 3. Мероприятия по защите трубопроводов от вредного влияния горных

разработок...................:    . . 272

§ 4. Расчет трубопроводов на самокомиснсанию продольных напряжений 272 § 5. Надземная и подземная прокладки трубопроводов в каналах . . . 273 § 6. Мероприятия по защите трубопроводов, находящихся в эксплуатации 276 § 7. Примеры расчета................................-    .    275

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ _(ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ)_

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ И ГАЗГОЛЬДЕРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

РД 03-380-00

Редакционная комиссия:

А.А. Шаталов (председатель), Х.М. Ханухов, Р.А. Стандрик, Г.М. Селезнев, С.А. Жулина

Настоящая Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением (далее - Инструкция) вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением.

Настоящая Инструкция разработана Научно-производственным консорциумом «Изотермик», АО «ЦНИИпроектстальконструкция им. Мельникова» и АО «Уралхиммаш». При разработке Инструкции учтены опыт и практические результаты комплексных технических обследований шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением, проведенные в 1991-2000 гг. организациями - разработчиками настоящей Инструкции.

Инструкция разработана авторским коллективом: А.А. Шаталов, Ю.А. Дадонов, B.C. Котельников, Х.М. Ханухов, С.В. Зимина, Е.Ю. Дорофеев, И.В. Гулевский, А.А. Дубов, А.Е. Воронецкий, В.М. Горицкий, Н.Е. Демыгин, И.Д. Грудев, Л.И. Осокин, А.И. Засыпкин, А.Ф. Гуйда.

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Общие положения

2.    Техническая характеристика шаровых резервуаров

3.    Организационные мероприятия и порядок проведения комплексного техническогообследования шаровых резервуаров

4.    Периодический контроль технического состояния шаровых резервуаров

5.    Полное техническое обследование шаровых резервуаров

5.1.    Общие положения

5.2.    Остановка и подготовка шаровых резервуаров к обследованию

5.3.    Анализ комплекта технической и эксплуатационной документации

5.4.    Наружный и внутренний осмотр конструкций шаровых резервуаров

5.5.    Геодезические измерения опорных стоек шаровых резервуаров

5.6.    Неразрушающие методы контроля качества

5.6.1.    Общие положения

5.6.2.    АЭ-контроль

5.6.3.    Неразрушающие методы контроля основного металла и металла сварных соединений оболочки

5.6.4.    Метод магнитной памяти металла (ММП контроль)

5.6.5.    Ультразвуковая толщинометрия металлоконструкций шаровых резервуаров

5.7. Металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов оболочки

5.8.    Определение механических свойств и отбор проб материала

5.8.1.    Определение химического состава материала оболочки

5.8.2.    Оценка прочностных характеристик материала оболочки без вырезки массивной заготовки

5.8.3.    Дюрометрический метод оценки характеристик прочности материала оболочки

6.    Испытания шаровых резервуаров на прочность и герметичность

7.    Оценка технического состояния шаровых резервуаров

8.    Расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности шаровых резервуаров

9.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации и назначение сроков следующих полных технических обследований шаровых резервуаров

10.    Оформление и выдача заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам полного технического обследования

Приложение 1 Приложение 2 Приложение 3 Приложение 4 Приложение 5 Приложение 6 Приложение 7 Приложение 8 Приложение 9 Приложение 10 Приложение 11 Приложение 12 Приложение 13

Утверждена постановлением Г осгортехнадзора России от 20.09.00 № 51 Введена в действие с 01.01.02

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ И ГАЗГОЛЬДЕРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ПОД

ДАВЛЕНИЕМ

РД 03-380-00

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического обследования наземных стальных сварных

шаровых резервуаров и газгольдеров объемом от 25 до 2000 м и более для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), сжиженных газов (СУГ, СНГ), сжатых газов, агрессивных продуктов (кислот) и игристых вин под давлением от 0,25 до 1,8 МПа при климатическом и изотермическом температурном режиме.

1.2.    Настоящая Инструкция содержит основные требования, объем и методы выполнения организационных и технических мероприятий, необходимых для проведения комплексного технического обследования шаровых резервуаров и газгольдеров (далее - шаровые резервуары).

1.3.    Настоящая Инструкция не распространяется на обследование технологических трубопроводов, наземных комплексов технологических сооружений, производственных и административных сооружений.

1.4.    Основной целью комплексного технического обследования является определение возможности дальнейшей безопасной эксплуатации, сроков и полноты последующих обследований, необходимости ремонта или исключения из эксплуатации шарового резервуара при заданных технологических параметрах.

1.5.    Комплексное техническое обследование включает: периодический контроль технического состояния шарового резервуара; полное техническое обследование шарового резервуара.

1.6.    Комплексному техническому обследованию подлежат следующие элементы шарового резервуара: оболочка сферического корпуса, верхнее и нижнее сферические днища;

сварные швы приварки лепестков оболочки друг к другу, а также к верхнему и нижнему сферическим днищам; продольные сварные швы сопряжения верхнего и нижнего сферических днищ; места пересечений сварных швов;

узлы приварки горловин люков к верхнему и нижнему сферическим днищам; места приварки штуцеров, опор и других элементов; конструкции опор;

технологическое оборудование (газоуравнительная система, дыхательные, предохранительные клапаны, задвижки, арматура трубопроводов, система заземления и молниезащиты и др.);

вспомогательные металлические конструкции (лестницы, площадки обслуживания, переходы и т. д.).

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3

2.1.    Шаровые резервуары (ТУ 26-01-150-80 [1]) предназначены: объемом 600 и 2000 м - для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), сжиженных газов (СУГ, СНГ), сжатых газов и агрессивных продуктов (кислот) при избыточном давлении от 0,25 до 1,8 МПа при климатическом и изотермическом температурном режиме;

3

объемом от 25 до 2000 м и более - для хранения сжатых и сжиженных газов при избыточном давлении до 16 МПа и температуре окружающего воздуха;

о

объемом от 50 до 600 м - для производства игристых вин при избыточном давлении до 0,6 МПа и температуре 60-65 °С внутри резервуара.

2.2.    Шаровые резервуары имеют одинаковое конструктивное решение: шаровая оболочка, опирающаяся на вертикальные трубчатые стойки; шахтная или кольцевая наружная лестница для подъема; наружные площадки обслуживания;

3

внутренняя смотровая стационарная подвижная лестница (только в резервуарах объемом 600 и 2000 м ).

2.3.    Шаровые оболочки изготовляются:

3

методом холодной вальцовки - для резервуаров объемом 600 и 2000 м с толщиной оболочки 16-30 мм;

3

методом горячей штамповки - для резервуаров объемом от 25 до 2000 м и более с толщиной оболочки до 120 мм;

методом рулонирования из плоских лепестков - для резервуаров объемом от 25 до 600 м3 с толщиной оболочки 4-6 мм.

2.4.    Для изготовления шаровых оболочек применяются марки сталей, рекомендуемые ПБ 10-115-96 [7] и ТУ 26-01-150-80 [1], с хорошей свариваемостью и высокими пластическими свойствами.

2.5.    В большинстве случаев для изготовления шаровых оболочек применяется сталь марки 09Г2С по ГОСТ 5520-79* [2] 12-15-й категории, где категории определяются абсолютно минимальной температурой окружающего воздуха от -40 до - 65 °С.

2.6. Для отдельных продуктов хранения, вызывающих сероводородное растрескивание металла, применяется сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-1-4853-82 [3] (только для районов с абсолютно минимальной температурой окружающего воздуха до -40 °С).

2.7.    Для агрессивных сред используется нержавеющая сталь 12Х18Н10Т по ГОСТ 7350-77* [4] и др. или двухслойная сталь по ГОСТ 10885-85* [5], где основной металл - сталь марки 09Г2С по ГОСТ 5520-79* [2] и плакирующий слой из нержавеющей стали марки 10Х17Н13МЗТ по ГОСТ 7350-77* [4].

2.8.    Шаровые оболочки методом холодной вальцовки выпускаются с 1964 года заводом Уралхиммаш, имеющим соответствующее оборудование (ТУ 2601-150-80 [1]). На Ижорском заводе и Атоммаше шаровые оболочки изготовляются методом горячей штамповки.

2.9.    Всего с 1964 года изготовлено и смонтировано около 2000 шаровых резервуаров, срок службы которых в соответствии с ТУ 26-01-150-80 [1] составляет 12 лет.

2.10.    Технические характеристики некоторых шаровых резервуаров, сооружаемых в РФ, представлены в табл. 1.

2.11.    Шаровые резервуары, толщина оболочки которых более 30 мм, независимо от метода их изготовления должны пройти объемную термообработку в проектном положении [1].

2.12.    Температура хранимого продукта зависит от вида технологического процесса, в котором эксплуатируется шаровой резервуар.

2.13.    Количество шаровых резервуаров в установках определяется технологическими требованиями предприятий-владельцев и составляет от 1, 2, 4 до парков из 30-40 штук.

Таблица 1

Объем, м3

Диаметр, м

Наименование продукта хранения

Расчетное избыточное давление, МПа

Толщина оболочки, мм

Масса оболочки, т

Материал ГОСТ, ТУ

Количество стоек, шт.

номинальный

геометрический

1

2

3

4

5

6

7

8

9

600

606

10,5

ЛВЖ

0,25

16,0

46,0

09Г2С-12-15, ГОСТ 5520-79*

6-8

Сжиженные газы (бутан, бутадиен, изобутилен)

0,6

16,0

46,0

То же

6-8

Жидкий аммиак

0,6

16,0

46,0

»

6-8

Сжатые газы (азот, воздух, инертные)

0,8

16,0

46,0

»

6-8

То же

1,0

20,0

57,5

»

6-8

Легкие углеводороды сжиженные

1,2

24,0

69,0

»

6-8

Сжиженный пропан

1,8

96,0

»

6-8

Сжиженный гелий

1,8

34,0

96,0

»

6-8

Агрессивные продукты (варочная кислота, соляная, сернистый ангидрид)

0,6

63,0

09Г2С10Х17Н13МЭТ двухслойная, ГОСТ10885-85*

8

2000

2145

16,0

ЛВЖ

0,25

16,0

104

09Г2С- 12-15, ГОСТ 5520-79*

12

Сжиженные газы (бутан, бутадиен, изобутилен)

0,6

20,0

134

То же

12

Жидкий аммиак

0,6

20,0

134

»

12

Сжатые газы (инертные, воздух)

1,2

0,7

36.0

22.0

241

144

»

12

12

Вакуумные резервуары

22,0

144

»

12

3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1.    Организация и проведение работ по периодическому контролю технического состояния производятся эксплуатационным персоналом организации -владельца шаровых резервуаров.

3.2.    Очередность и полнота периодического контроля технического состояния определяется настоящей Инструкцией в соответствии с положениями раздела 4.

3.3.    Полное техническое обследование шаровых резервуаров выполняется экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией, имеют обученных специалистов и лицензию органов Госгортехнадзора России.

3.4.    Полное техническое обследование производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар (приложение 11) в соответствии с положениями раздела 5 настоящей Инструкции. Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются экспертной организацией, выполняющей обследование, и согласовываются с руководством территориального органа Госгортехнадзора России.

3.5.    Проведение диагностических работ при полном техническом обследовании разрешается после прохождения инструктажа по технике безопасности на рабочем месте и при наличии наряда-допуска на проведение указанных работ.

3.6.    Первое полное техническое обследование шарового резервуара после ввода в эксплуатацию проводится через 12 лет.

3.7.    Сроки последующих полных технических обследований устанавливаются экспертной организацией, проводившей последнее обследование, в соответствии с табл. 4 раздела 9 настоящей Инструкции и в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при периодическом контроле технического состояния шаровых резервуаров (пп. 4.4, 4.5).

3.8.    Очередность и объем работ полного технического обследования шаровых резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному полному техническому обследованию должны подвергаться шаровые резервуары: выработавшие установленный проектом или пред приятием-изготовителем ресурс эксплуатации; не имеющие установленного ресурса и находящиеся в эксплуатации 12 лет и более;

не имеющие установленного ресурса и за время работы накопившие 1000 циклов нагружения и более (под циклом нагружения подразумевается колебание уровня заполнения шарового резервуара более 30 %);

временно находившиеся под воздействием параметров, превышающих расчетные (например, при пожаре или аварии); по мнению предприятия-владельца требует оценки остаточного ресурса.

Кроме того, рекомендуется проведение полного технического обследования при страховании и для определения экономической целесообразности ремонта или реконструкции шарового резервуара.

3.9.    Организация проведения работ по полному техническому обследованию выполняется силами предприятия - владельца шарового резервуара и включает подготовку хранилища (раздел 5.2) и передачу исполнителю работ комплекта технической документации:

сдаточную документацию на изготовление и монтаж шарового резервуара; эксплуатационную документацию.

3.10.    Сдаточная монтажная документация должна содержать: рабочие и деталировочные чертежи проекта шарового резервуара; заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;

документы о согласовании отступлений от чертежей при изготовлении и монтаже металлоконструкций;

документы, удостоверяющие качество материалов, сталей, электродов и т.д., применяемых при монтаже и вошедших в состав сооружения; данные о результатах геодезических измерений; акты проверки герметичности шарового резервуара;

акты гидравлических испытаний шарового резервуара; акты на скрытые работы;

документы о контроле качества сварных соединений; акты приемки смонтированного технологического оборудования; схема и акт испытания заземления шарового резервуара; акт на сдачу шарового резервуара в эксплуатацию.

3.11.    Эксплуатационная документация должна содержать: паспорт шарового резервуара; журнал текущего обслуживания; технологический журнал;

журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

журнал регистрации нивелирных отметок;

журнал ремонтных работ;

журнал аналитического контроля;

план ликвидации аварийных ситуаций;

предписания надзорных органов.

3.12.    В случае отсутствия паспорта владелец должен восстановить его в соответствии с Инструкцией И5-94 [50].

3.13.    В отдельных случаях, при положительных результатах наружного и внутреннего осмотра в процессе полного технического обследования одного из группы шаровых резервуаров (шаровые резервуары однотипной конструкции, с одинаковым способом изготовления и продуктом хранения, сроком и режимом эксплуатации), полное техническое обследование остальных шаровых резервуаров этой группы допускается проводить без внутреннего осмотра, без освобождения от продукта хранения и без выведения их из эксплуатации (в соответствии с п. 5.1.3) по решению экспертной организации с согласованием органов Госгортехнадзора России.

4. ПЕРИОДИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1.    Периодический контроль технического состояния шаровых резервуаров включает следующее:

а)    контроль герметичности фланцевых, резьбовых, сальниковых, разъемных соединений арматуры, трубопроводов;

б)    контроль наличия пломб на приборах КИПиА, предохранительных и дыхательных клапанах;

в)    ведение технологического журнала с записью показаний уровня, давления и температуры продукта;

г)    контроль средств сигнализации, осмотр и поддержку работоспособности газоанализаторов;

д)    контроль исправности насосно-компрессорного оборудования;

е)    контроль заземляющих устройств и молниезащиты. Осмотр и измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от статического электричества;

ж)    контроль взрывозащищенного электрооборудования и сетей;

з)    наружный и внутренний осмотр ответственным по надзору на предприятии-владельце;

и)    наружный и внутренний осмотр экспертной организацией; к) гидравлическое испытание пробным давлением.

Мероприятия, указанные в пунктах «а»-«ж», проводятся эксплуатационным персоналом предприятия-владельца в соответствии с заводскими инструкциями в режиме эксплуатации шарового резервуара для соблюдения технологических параметров, своевременного обнаружения неисправностей оборудования в целях упреждения аварийных ситуаций.

Мероприятия, указанные в пунктах «з»-«к», проводятся в соответствии с требованиями ПБ 10-115-96 [7].

4.2.    При периодическом контроле технического состояния проверка осадки шарового резервуара нивелировкой основания опор в точках, указанных в журнале регистрации нивелирных отметок, производится один раз в 5 лет.

4.3.    Результаты проведенных работ при периодическом контроле технического состояния фиксируются в журнале осмотра шарового резервуара.

4.4.    В случае отсутствия возможности выяснения причин неисправности и выхода из строя технологического оборудования или отклонения технологических параметров от нормы без остановки шарового резервуара приглашается специализированная организация для проведения полного технического обследования.

4.5.    Для проведения полного технического обследования шарового резервуара необходимо привлекать экспертную организацию в обязательном порядке, если при периодическом контроле технического состояния выявлены следующие дефекты и повреждения:

нарушение герметичности шарового резервуара; неравномерная осадка шарового резервуара;

превышение допустимого объема заполнения емкости и установленного в нем давления.

Во всех вышеперечисленных случаях необходимо вывести шаровой резервуар из эксплуатации и подготовить его в соответствии с разделом 5.2 для полного технического обследования.

5. ПОЛНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1. Общие положения

5.1.1.    Полное техническое обследование шарового резервуара проводится в целях оценки его технического состояния по совокупности диагностируемых параметров для выработки рекомендаций об условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, о сроках и уровнях последующих обследований либо о необходимости проведения ремонта или исключения его из эксплуатации.

5.1.2.    Полное техническое обследование шарового резервуара проводится в такой последовательности (минимальный перечень работ): остановка и подготовка шарового резервуара;

анализ комплекта технической и эксплуатационной документации; наружный и внутренний осмотр шарового резервуара; геодезические измерения опорных стоек шарового резервуара;

неразрушающие методы контроля качества: акустико-эмиссионный (АЭ) контроль целостности оболочки шарового резервуара, ультразвуковая дефектоскопия или радиографический метод, цветная дефектоскопия или магнитопорошковый метод; ультразвуковая толщинометрия оболочки шарового резервуара;

определение физико-механических характеристик и химического состава материала оболочки (разрушающим или неразрушающим методом контроля); испытания шарового резервуара на прочность и герметичность; оценка технического состояния шарового резервуара;

оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара.

5.1.3. При выявлении по результатам АЭ-контроля зон с повышенной активностью АЭ-источников необходимо проводить неразрушающий метод контроля этих участков (ультразвуковым или радиографическим методом). При положительном результате АЭ-контроля объем работ по проведению неразрушающего контроля допускается сократить в соответствии с п. 5.6.1.2.

5.1.4.    Кроме минимального объема работ, перечисленного в п. 5.1.2, по решению экспертной организации возможно проведение дополнительных работ по полному техническому обследованию шарового резервуара:

неразрушающие методы контроля оболочки [вакуумный (пузырьковый), вихретоковый метод, метод керосиновой пробы, метод магнитной памяти металла];

металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов, отобранных изнутри оболочки неразрушающим методом контроля (согласно п. 5.6.2.15 и п. 5.7.1).

5.1.5.    При проведении полного технического обследования шарового резервуара без выведения его из эксплуатации (согласно п. 3.13) проводятся следующие виды работ:

анализ комплекта технической и эксплуатационной документации; наружный осмотр шарового резервуара;

геодезические измерения опорных стоек шарового резервуара;

АЭ-контроль целостности оболочки шарового резервуара при гидравлических или пневматических испытаниях [8]); ультразвуковая толщинометрия наружной оболочки шарового резервуара;

определение физико-механических характеристик и химического состава материала оболочки (дюрометрический метод оценки прочности, определение фактических механических характеристик и химического состава, в том числе неразрушающий метод контроля на микропробах, отобранных снаружи оболочки);

металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов, отобранных снаружи оболочки;

оценка технического состояния шарового резервуара;

оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара.

При выявлении по результатам проведения АЭ-контроля целостности оболочки зон с повышенной активностью АЭ-источников необходимо вывести резервуар из эксплуатации и провести полное техническое обследование в соответствии с п. 5.1.2.

5.2. Остановка и подготовка шаровых резервуаров к обследованию

5.2.1.    Для проведения полного технического обследования шаровой резервуар должен быть остановлен, отглушен, освобожден от продукта и подготовлен к безопасному ведению работ в соответствии с требованиями ПБ 10-115-96 [7].

5.2.2.    Остановка шарового резервуара перед подготовкой к полному техническому обследованию производится на основании письменного распоряжения руководства предприятия-владельца.

5.2.3. Освобождение шарового резервуара от продукта производится согласно «Программе по освобождению», разрабатываемой предприятием-владельцем.

5.2.4.    Подготовка шарового резервуара к полному техническому обследованию производится силами предприятия-владельца и осуществляется в такой последовательности:

освобождение шарового резервуара от продукта; установка заглушек; удаление остатков продукта;

зачистка внутренней поверхности шарового резервуара; монтаж освещения;

подготовка сварных швов и основного металла для проведения неразрушающих методов контроля качества и металлографических исследований.

5.2.5.    Очистка внутренней поверхности шарового резервуара от продуктов, накопившихся в процессе эксплуатации (продукты коррозии, твердые отложения в виде пыли, грязи), осуществляется после положительных результатов анализов воздушной среды (не превышающих ПДК для данного продукта), взятых не менее чем в двух точках внутри емкости.

5.3. Анализ комплекта технической и эксплуатационной документации

5.3.1. При анализе технической и эксплуатационной документации устанавливается ее комплектность (пп. 3.9-3.12) и собираются следующие сведения: срок эксплуатации шарового резервуара;

данные по изготовлению и монтажу шарового резервуара (отступления от проекта в процессе сооружения, дефекты при монтаже);

данные о периодичности осмотра технологического оборудования, о проведенных ранее частичных наружных и полных технических обследованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту; данные о проведенных ремонтах с указанием характера и объема произведенных работ; виды и результаты испытаний шарового резервуара;

наличие изменений в технологической схеме, не согласованных с проектными организациями;

соблюдение технологического режима (запись показаний приборов, соответствие и отклонения от регламентных норм);

данные о циклах и степени нагружения шарового резервуара;

нештатные предаварийные и аварийные ситуации, их количество, действия обслуживающего персонала; наличие и ход выполнения мероприятий по повышению безопасной эксплуатации шарового резервуара; план ликвидации аварийных ситуаций (наличие плана и разработанных заводских инструкций); предписания надзорных органов.

5.4. Наружный и внутренний осмотр конструкций шаровых резервуаров

5.4.1.    При наружном осмотре необходимо выявить видимые поверхностные дефекты, появившиеся и развившиеся в процессе эксплуатации на наружной поверхности. При этом необходимо обратить внимание на:

следы пропусков продукта и потения на основном металле и сварных швах;

наличие трещин, отслоений, видимых нарушений геометрической формы, следов коррозии;

состояние опорных стоек.

5.4.2. Внутренний осмотр шарового резервуара производится в условиях достаточной освещенности с применением, в случае необходимости, луп с увеличением до 7 раз и бинокля с увеличением до 10 раз.

5.4.3.    Целью внутреннего осмотра является выявление дефектов на внутренней поверхности шарового резервуара.

5.4.4.    При внутреннем визуальном осмотре обязательной проверке подлежат: состояние основного металла оболочки;

местные деформации, вмятины и выпучины;

состояние сварных соединений конструкций шаровых резервуаров в соответствии с требованиями проектов, СНиП, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

5.4.5.    Тщательному осмотру внутренней поверхности подлежат зоны концентрации напряжений (места приварки подкладных листов опор к оболочке, места приварки лепестков оболочки к нижнему и верхнему сферическим днищам), а также те участки, где вероятнее всего происходит максимальный износ (застойные зоны, места скопления влаги и коррозионных продуктов, места раздела фаз «газ-жидкость», места изменения направления потоков, зоны входных и выходных штуцеров).

5.4.6.    На осматриваемой поверхности основного металла, предварительно очищенной от грязи и отложений продукта, выявляется наличие коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и других дефектов. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

5.4.7.    Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на: равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла); местную (при охвате отдельных участков поверхности);

язвенную, точечную, питтинговую и пятнистую в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

5.4.8.    Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, измеряют штангенциркулем, специальным приспособлением с индикатором часового типа или щупом.

5.4.9.    По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности, на которых затем проводят измерения толщин ультразвуковым толщиномером.

5.4.10.    Визуальному осмотру подлежат все сварные соединения оболочки шарового резервуара и прилегающие к ним зоны основного металла на расстояние не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и остатков продукта.

5.4.11.    Визуальный осмотр сварных швов, измерения шаблонами их геометрических размеров проводятся в условиях достаточной освещенности в целях выявления следующих наружных дефектов:

несоответствия размеров швов требованиям проекта, СНиП и стандартов; трещин всех видов и направлений;

наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и других технологических дефектов;

отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

5.4.12.    В случае необходимости для повышения надежности при проведении наружного и внутреннего осмотра оборудования производится зачистка отдельных участков его поверхности абразивным инструментом с последующим травлением и использованием капиллярных или других методов дефектоскопии.

5.4.13.    Относительная овальность шарового резервуара вычисляется по формуле:

где Dmgx - максимальный внутренний диаметр, мм;

Dmin - минимальный внутренний диаметр, мм.

Максимальный и минимальный внутренние диаметры замеряются в двух взаимно перпендикулярных плоскостях среднего экваториального сечения [7].

5.4.14.    Результаты визуального внутреннего и наружного осмотра шарового резервуара оформляются протоколом (приложение 5).

5.5. Геодезические измерения опорных стоек шаровых резервуаров

5.5.1.    Геодезические измерения проводятся в целях выявления величины неравномерной осадки и отклонений опорных стоек шарового резервуара от вертикали, а также соответствия величин отклонений требованиям действующей нормативно-технической документации.

5.5.2.    Измерения отклонений от вертикали проводятся на уровне верха опорных стоек с помощью отвеса путем прямых измерений либо при помощи теодолита или другим способом.

5.5.3.    Величина неравномерной осадки определяется путем нивелирования опорных плит стоек по периметру шарового резервуара с применением оптических или гидравлических нивелиров и вычисления превышений между ними.

5.5.4.    Для оценки осадки шаровых резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

5.5.5. Геодезические измерения рекомендуется проводить, определяя наибольшие величины отклонений дважды: на заполненном и пустом резервуаре. Результаты измерений заносятся в протокол (приложение 10).

5.6. Неразрушающие методы контроля качества

5.6.1. Общие положения

5.6.1.1.    Решение о необходимости использования разрушающего метода, а также того или иного неразрушающего метода контроля целостности оболочки шарового резервуара принимается экспертной организацией, проводящей полное техническое обследование.

5.6.1.2. При положительном результате проведения АЭ-контроля целостности оболочки допускается неразрушающий метод контроля, кроме ультразвуковой толщинометрии, не производить.

5.6.1.3.    Объем проведения неразрушающих методов контроля целостности оболочки шарового резервуара по наружной и внутренней поверхности при невозможности проведения АЭ-контроля по тем или иным причинам определяется по результатам визуального осмотра. При этом обязательными неразрушающими методами контроля являются: ультразвуковая дефектоскопия или радиографический метод, цветная или магнитопорошковая дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия.

5.6.1.4. Метод магнитной памяти металла, вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод и метод керосиновой пробы являются дополнительными и рекомендательными неразрушающими методами контроля целостности оболочки шарового резервуара.

5.6.2. АЭ-контроль

5.6.2.1.    АЭ-контроль целостности оболочки проводится в соответствии с РД 03-131-97 [8] и применяется во время испытаний оболочки на прочность в целях выявления дефектов (коррозионных и усталостных трещин, зон пластической деформации), развивающихся во время нагружения. Допускается использование АЭ-контроля при испытаниях на герметичность в целях обнаружения и локализации сквозных дефектов и мест утечки.

5.6.2.2.    В тех случаях, когда испытания на прочность проводятся путем нагружения шарового резервуара избыточным внутренним давлением с использованием сжатого газа, АЭ-контроль проводится в обязательном порядке. При этом АЭ-методом должны контролироваться все потенциально опасные с точки зрения возможного развития дефектов зоны оболочки шарового резервуара. При проведении гидроиспытаний оболочки АЭ-контроль дополняет результаты обследования оболочки другими методами. По результатам АЭ-контроля в зонах, где обнаружена повышенная активность АЭ, могут назначаться дополнительные работы по контролю оболочки другими методами.

5.6.2.3.    Целью проведения АЭ-контроля является:

повышение безопасности испытаний на прочность при проведении пневмоиспытаний или использовании хранимого продукта для создания избыточного давления в оболочке путем подачи сигнала для остановки нагружения и снижения давления до безопасного уровня при обнаружении дефектов, соответствующих IV классу (катастрофически активный АЭ-источник), или утечек через сквозные дефекты;

обнаружение и определение местоположения наиболее опасных развивающихся дефектов, трещин, зон пластической деформации, коррозионных повреждений;

обнаружение утечек через сквозные дефекты, фланцы, неплотные соединения.

5.6.2.4. АЭ-контроль проводится на шаровых резервуарах, находившихся в эксплуатации не менее одного года после проведения испытаний на прочность.

5.6.2.5.    Для проведения АЭ-контроля шаровых резервуаров объемом 25 ми более необходимо использовать многоканальную аппаратуру. Необходимое число каналов аппаратуры АЭ определяется площадью контролируемых зон и размерами зоны, контролируемой одним преобразователем (или группой преобразователей при использовании многоканальных локационных режимов аппаратуры). В обязательном порядке должны контролироваться зоны сопряжения верхнего и нижнего сферических днищ шарового резервуара с лепестками оболочки, включая зоны ПРП (приемно-раздаточных патрубков), зоны сопряжения опорных стоек с оболочкой и другие потенциально опасные зоны, выявленные при визуальном осмотре шарового резервуара. Размеры зоны, контролируемой одним преобразователем АЭ, определяют с помощью имитатора Су-Нильсена. Акустический сигнал от излома графитового стержня имитатора на границе контролируемой зоны должен регистрироваться при выбранном коэффициенте усиления и пороге дискриминации канала. При использовании многоканальных локационных систем акустический сигнал от излома графитового стержня имитатора должен быть обнаружен и локализован в пределах контролируемой зоны. Рабочая частота преобразователей АЭ и каналов аппаратуры должна лежать в пределах от 100 до 500 кГц. Общее усиление каналов аппаратуры (предусилитель и конечный усилитель) должно быть не менее 80 дБ.

5.6.2.6.    Конструкция, исполнение и техническое состояние преобразователей АЭ, предусилителей, кабельных соединений и конечных усилителей должны обеспечивать достаточную защиту от электромагнитных наводок и помех, поступающих из сети. Персональный компьютер или компьютерный блок, входящий в состав АЭ-системы, должен обеспечивать оперативный контроль в процессе нагружения общей АЭ-активности по всем каналам и активности в каждой контролируемой зоне (при использовании зонной локации) или вывод локационных графиков (при использовании многоканальных локационных режимов). Данные АЭ должны регистрироваться в процессе испытаний в виде файлов данных для последующего воспроизведения, обработки и анализа.

5.6.2.7.    Испытания шаровых резервуаров на прочность с использованием АЭ-контроля проводятся в сухую безветренную погоду при отсутствии атмосферных осадков и температуре окружающего воздуха в пределах рабочих температур электронного блока, находящегося на открытом воздухе. Рабочий диапазон температур оболочки должен соответствовать температуре акустических преобразователей во время испытаний.

5.6.2.8.    Подготовка шарового резервуара к испытаниям с использованием АЭ-контроля включает:

проведение работ по заполнению резервуара продуктом или рабочим веществом, герметизацию всех люков и разъемных соединений;

проверку герметичности люков, фланцевых соединений, арматуры;

опрессовку всех подводящих трубопроводов до давления, превышающего максимальное давление при испытаниях на прочность;

зачистку мест установки преобразователей АЭ до шероховатости поверхности Rz=40, установку преобразователей на поверхности оболочки шарового резервуара;

подключение аппаратуры АЭ, проверку работоспособности каналов, проведение необходимых предварительных замеров (координаты расположения преобразователей АЭ, уровень шумов по каждому каналу при отсутствии нагружения избыточным давлением, скорости распространения акустических сигналов в оболочке);

проверку приборов для измерения и регистрации давления внутри шарового резервуара; подготовку рабочего места испытания;

проверку системы оперативной связи оператора АЭ-системы с персоналом, осуществляющим управление нагружением шарового резервуара.

5.6.2.9.    До начала испытаний оболочки на прочность проводятся предварительные нагружения шарового резервуара избыточным давлением в пределах не выше 25 % от максимального давления при испытаниях на прочность с целью оценки уровня акустических шумов и электромагнитных помех по каждому каналу аппаратуры АЭ в процессе нагружения шарового резервуара. Все выявленные источники шумов должны быть устранены, а уровень шумов снижен до приемлемого уровня. На этом этапе может понадобиться несколько нагружений шарового резервуара.

5.6.2.10.    Испытания шарового резервуара на прочность проводятся путем ступенчатого подъема избыточного давления. Рекомендуется, до превышения рабочего давления, остановки нагружения делать через каждые 25 % рабочего давления, а после превышения рабочего давления - через каждые 10 % рабочего давления. Максимальное давление при испытаниях на прочность определяется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией, но в любом случае должно составлять не менее 110 % разрешенного рабочего давления. Рекомендуемое время выдержки на каждой ступени 10 мин. Во время нагружения все работы на шаровом резервуаре и подводящих трубопроводах должны быть прекращены, чтобы не создавать дополнительных акустических шумов. В процессе нагружения шарового резервуара контролируют общую активность АЭ по всем каналам, активность АЭ по каждому каналу, активность АЭ в отдельных зонах, а также производят запись параметров АЭ в файл данных для последующего анализа.

5.6.2.11.    Нагружение немедленно останавливается при обнаружении:

резкого роста активности в процессе нагружения или выдержки под нагрузкой по любому каналу или в любой контролируемой зоне; сохранения активности АЭ на высоком уровне по любому каналу или в любой контролируемой зоне во время выдержки под нагрузкой;

АЭ-источника, который может быть классифицирован как источник IV класса.

После остановки нагружения необходимо снизить давление до уровня, соответствующего прекращению акустической активности источника, или до нуля, после чего произвести осмотр зоны с повышенной активностью или ее контроль другими методами.

5.6.2.12.    В случае если при первом испытании получены данные, которые требуют уточнения, проводится повторное нагружение шарового резервуара после разгрузки до величины давления 50-75 % рабочего. Порядок повышения давления при повторном нагружении такой же, как и при первом нагружении. Отсутствие акустической активности при повторном нагружении свидетельствует об отсутствии особо опасных (катастрофически активных) АЭ-источников в контролируемых зонах.

5.6.2.13.    После завершения испытаний на прочность производятся обработка и анализ данных АЭ. В результате анализа должны быть получены: графики нагружения шарового резервуара в ходе испытаний;

графики активности АЭ, совместимые с графиками нагружения для всех контролируемых зон; локационные графики при использовании многоканальных локационных режимов;

графики других параметров АЭ (суммарный счет, энергия, распределение амплитуд и т.п.), если это необходимо для интерпретации полученных данных. Перечисленные графики вместе с другими данными о контролируемом шаровом резервуаре и условиях проведения испытаний прилагаются к протоколу АЭ-контроля шарового резервуара (приложение 2).

5.6.2.14. В протокол включают также сведения о всех нестандартных ситуациях, имевших место в ходе испытаний: выход из строя испытательного оборудования или отдельных каналов аппаратуры АЭ, появление источников посторонних шумов, изменение погодных условий и т.п.

5.6.2.15.    По результатам анализа готовится заключение, которое содержит выводы по результатам АЭ-контроля шарового резервуара: наличие, месторасположение и классификацию выявленных источников АЭ по каждой контролируемой зоне;

рекомендации по дополнительному использованию неразрушающих методов контроля (согласно п. 5.6.4.1) и отбору проб для металлографических и электронно-фрактографических исследований (согласно п. 5.7) в зонах выявленных АЭ-источников;

заключение о возможности дальнейшей эксплуатации шарового резервуара по результатам АЭ-контроля.

5.6.2.16.    Во время проведения испытаний на прочность весь персонал, участвующий в проведении АЭ-контроля, должен соблюдать все правила безопасности, действующие на данном предприятии, включая правила техники безопасности, электробезопасности и пожарной безопасности.

5.6.2.17.    Применяемая при проведении АЭ-контроля аппаратура должна быть аттестована и проходить метрологическую поверку в установленном порядке.

5.6.2.18.    АЭ-контроль должна проводить бригада, состоящая не менее чем из двух специалистов, из них по крайней мере один специалист должен иметь II или III уровень квалификации.

5.6.3. Неразрушающие методы контроля основного металла и металла сварных соединений оболочки

5.6.3.1.    Контроль основного металла и металла сварных швов неразрушающими методами контроля производится по результатам проведения АЭ-контроля шарового резервуара в местах с повышенной активностью выявленных источников АЭ в целях определения фактического местоположения дефектов, возникших в процессе монтажа и эксплуатации шарового резервуара.

5.6.3.2.    К недопустимым дефектам основного металла и металла сварных швов относятся трещины всех видов, расслоения, непровары, прожоги, перерывы в швах, незаваренные кратеры, крупная чешуйчатость, резкие переходы от наплавленного металла к основному, чрезмерное усиление шва, неполномерность шва.

5.6.3.3.    Критическое снижение прочности оболочки шарового резервуара, а также образование трещин в сварных швах могут быть обусловлены следующими факторами:

дефектами сварочно-монтажных работ; охрупчиванием металла при низких температурах; агрессивным воздействием хранимых продуктов;

чрезмерной концентрацией напряжений вследствие дефектов формы и размеров конструкции резервуара; нарушениями правил эксплуатации.

5.6.3.4.    К допустимым дефектам сварных соединений относятся:

отдельные шлаковые включения, поры или их скопления размером в диаметре не более 10 % толщины свариваемого металла, но не более 3 мм; отдельные расслоения площадью не более 100 мм , не выходящие на сварные швы;

шлаковые включения или поры, расположенные цепочкой вдоль шва при суммарной их длине, не превышающей 200 мм на 1 м шва; скопление газовых пор и шлаковых включений на отдельных участках шва в количестве не более 5 на 1 см2 площади шва при диаметре одного дефекта не более 1,5 мм.

5.6.3.5.    Обязательными (основными) методами при необходимости проведения неразрушающего контроля сварных швов и основного металла (пп. 5.1.2, 5.1.3) являются:

ультразвуковая дефектоскопия (УЗД); радиографический метод; цветная дефектоскопия; магнитопорошковая дефектоскопия.

5.6.3.6.    Цветная дефектоскопия проводится в соответствии с ГОСТ 18442-88 [10], ОСТ 26-5-88 [11] и позволяет обнаружить поверхностные дефекты, главным образом трещины, в различных сварных соединениях.

5.6.3.7.    Ширина зоны контроля для проведения цветной дефектоскопии должна быть не менее 50 мм в каждую сторону от оси сварного шва.

5.6.3.8.    Осмотр контролируемой поверхности после нанесения проявителя должен осуществляться дважды:

через 5 мин после высыхания проявителя (предварительный контроль) и через 20 мин после высыхания проявителя (окончательный контроль) с

применением лупы 10-кратного увеличения.

5.6.3.9.    Для контроля сварных швов рекомендуется применять комплекты типа ЦАН, позволяющие выявить дефекты с шириной раскрытия до 1 мкм. Результаты контроля оформляются протоколом (приложение 6).

5.6.3.10.    УЗД проводится в соответствии с ГОСТ 14782-86 [12], ОСТ 26-2044-10-83 [13] и обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла. При УЗД определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

5.6.3.11.    Перед началом УЗД сварных соединений изготовляются эталоны сварных соединений для настройки дефектоскопа и пьезоэлектрических преобразователей. Результаты УЗД заносятся в протокол (приложение 7).

Примечание. В случае применения одновременно цветной дефектоскопии и УЗД, предусмотренных настоящей Инструкцией, цветная дефектоскопия должна выполняться перед проведением УЗД. Обратный порядок контроля не допускается.

5.6.3.12.    Радиографический метод контроля выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 [14] и ОСТ 26-1103-84 [15], является одним из самых достоверных и позволяет выявить микроскопические дефекты в виде трещин, непроваров, газовых и шлаковых включений с размерами не менее 0,5 мм. Результаты контроля оформляются протоколом (приложение 8).

5.6.3.13.    Магнитопорошковый метод контроля выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 21105-87 [16], позволяя выявить мельчайшие дефекты и трещины с шириной раскрытия 0,001 мм, глубиной 0,01 мм и более.

5.6.3.14.    Контроль сварных швов магнитопорошковой дефектоскопией должен выполняться по ширине 100 мм по обе стороны шва. Результаты контроля оформляются протоколом (приложение 9).

5.6.3.15.    Для контроля основного металла и металла сварных швов в случае необходимости (обнаружение недопустимых дефектов, ремонт внутренней емкости, вырезка образцов металла и др.) предусматривается применение дополнительных методов неразрушающего контроля:

вихретоковый метод (выполняется в соответствии с ГОСТ 24289-80 [17]);

вакуумный (пузырьковый) метод (выполняется в соответствии с ГОСТ 3242-79 [18]);

метод керосиновой пробы (выполняется в соответствии с ГОСТ 11128-65 [19]).

5.6.3.16.    Сварные швы и участки основного металла, подлежащие обязательному неразрушающему контролю, в случае невозможности проведения АЭ-контроля шарового резервуара по тем или иным причинам, указаны в табл. 2.

5.6.3.17.    Все дефекты, превышающие допустимые размеры, наносятся на схему сварных соединений сферического верхнего, нижнего днищ и лепестков оболочки шарового резервуара, после чего специализированной экспертной организацией принимается решение о работоспособности поврежденных участков основного металла или сварного шва и необходимости их ремонта.

5.6.3.18.    Для выполнения работ, связанных с применением неразрушающих методов контроля, предусмотренных настоящей Инструкцией при проведении полного технического обследования шарового резервуара, допускаются дефектоскописты, прошедшие теоретическое и практическое обучение и имеющие удостоверение с квалификацией не ниже II уровня.

Таблица 2

№ п/п

Наименование зоны контроля

Объем контроля

1

Участки основного металла внутренней поверхности в местах приварки горловин люков и патрубков

Ширина не менее 100 мм

2

Участки основного металла внутренней и наружной поверхности в местах приварки к оболочке накладных пластин опорных стоек

На 100 мм от накладных пластин в каждом направлении

3

Кольцевые сварные швы между сферическим верхним и нижним днищами с лепестками оболочки

100 %

4

Сварные швы между элементами сферического верхнего и нижнего днищ

100 %

5

Сварные швы приварки горловин люков и патрубков к оболочке

100 %

6

Сварные швы и зоны внутренней и наружной поверхности в местах с дефектами

Места с дефектами

7

Сварные швы и зоны внутренней и наружной поверхности в местах проведенных ремонтов

Места проведенных ремонтов

5.6.4. Метод магнитной памяти металла (ММП контроль)

5.6.4.1.    ММП контроль, основанный на измерении поля остаточной намагниченности (Нр), является рекомендательным неразрушающим методом

контроля целостности оболочки шарового резервуара, проводится в соответствии с Методикой экспресс-диагностики сосудов и аппаратов с использованием магнитной памяти металла [9] и применяется для оценки напряженно-деформированного состояния шаровых резервуаров с учетом неоднородности структуры металла. При ММП контроле используется эффект магнитной памяти металла к зонам действия максимальных рабочих нагрузок. ММП контроль не требует специальной подготовки поверхности металла и проводится в процессе эксплуатации хранилища.

5.6.4.2.    ММП контролю подлежат все сварные швы, участки днища, расположенные посредине между относительно жесткими узлами, а также участки, расположенные посредине между зонами приварки опор к оболочке.

5.6.4.3.    ММП контроль осуществляют два оператора. Один оператор выполняет сканирование датчиками, другой оператор следит на экране прибора за изменениями измеряемого параметра. В отдельных случаях допускается ММП контроль осуществлять одним оператором.

5.6.4.4.    Зоны ММП контроля основного металла и сварных соединений разбиваются на несколько участков. Рекомендуемая длина каждого участка 4-5 м. Длина участка может быть увеличена для ускорения контроля, но при этом дискретность записи (расстояние между фиксируемыми точками контроля) увеличивается. Разбиение зон ММП контроля на несколько участков делается для выполнения записи измерений в блок памяти прибора. Условное обозначение (кодирование) участков производится на клавиатуре прибора в виде нескольких цифр. При этом рекомендуется первой цифрой (или двумя первыми цифрами) обозначать порядковый номер зоны ММП контроля. Например, код 112 означает номер зоны ММП контроля 11, участок 2.

5.6.4.5.    При обнаружении скачкообразного изменения знака и величины Нр на поверхности контролируемого участка мелом или краской делается отметка. Затем производится запись результатов контроля в блок памяти прибора.

5.6.4.6.    Направление сканирования должно быть одинаковым для всех контролируемых зон ММП контроля. Начало и направление сканирования, а также условная разбивка зон ММП контроля на участки обозначаются на формуляре хранилища в целях дальнейшей обработки результатов контроля. По результатам контроля каждой намеченной зоны ММП контроля выявляются зоны максимальной концентрации напряжений, которые характеризуются максимальным градиентом величины |ЛНр| по длине контролируемого участка LK.

5.6.4.7.    Компьютерная система обработки данных в сочетании с двухканальным датчиком автоматически определяет значение измеряемого градиента магнитного поля |DKp|/DLK и фиксирует на экране его графическое изображение.

5.6.4.8.    После выполнения контроля всех участков основного металла и сварных швов рекомендуется произвести контроль в зонах концентрации напряжений на предмет выявления в них возможных дефектов методом УЗД. Наиболее опасным для развития повреждения сварного шва является совпадение зон концентрации напряжений от технологии сварки (непровары, шлаковые включения, смещение кромок и т.д.) с концентрацией в этом месте рабочих нагрузок.

5.6.4.9.    По результатам контроля методом магнитной памяти на формуляре хранилища строятся эпюры распределения величины Нр по всем

проконтролированным участкам, указываются зоны потери устойчивости шарового резервуара и зоны максимальной концентрации напряжений. Далее производится анализ напряженно-деформированного состояния хранилища.

5.6.5. Ультразвуковая толщинометрия металлоконструкций шаровых резервуаров

5.6.5.1.    Ультразвуковая толщинометрия производится для выявления возможного уменьшения толщины элементов оболочки шарового резервуара в целях определения скорости коррозионного или коррозионно-эрозионного износа.

5.6.5.2.    Ультразвуковая толщинометрия элементов оболочки шарового резервуара проводится в соответствии с ГОСТ 28702-90 [20] с помощью ультразвуковых толщиномеров отечественного и зарубежного производства, позволяющих измерять толщину в интервале 0,6-1000 мм с точностью до 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С и отвечающих требованиям ГОСТ 28702-90 [20].

5.6.5.3.    Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании визуального контроля внутренней поверхности и в зависимости от длительности эксплуатации. Для оценки толщины металла оболочки шаровых резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить

постоянные точки измерений, обозначив их несмываемой краской.

5.6.5.4.    Количество точек измерения в общем случае должно быть следующее:

не менее четырех на каждом лепестке оболочки (причем по одной из них на расстоянии не более 100 мм от сварного шва между лепестком, сферическим верхним и нижним днищами);

не менее двух на каждой части сферического верхнего и нижнего днища (одна на расстоянии не менее 100 мм от сварного шва между днищем и лепестком, другая на расстоянии не менее 50 мм от сварного шва между частями днища);

не менее двух на впускном и выпускном патрубке;

в местах, наиболее пораженных коррозией, - по усмотрению специализированной организации.

5.6.5.5.    Поверхность металла оболочки в точках измерений должна быть зачищена до шероховатости Rz=40 по ГОСТ 2789-73 [21], диаметр контактного пятна не менее 30 мм.

5.6.5.6.    Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются в виде протокола с приложением схемы расположения точек измерений на развертке оболочки шарового резервуара (приложения 3, 4).

5.7. Металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и

материала сварных швов оболочки

5.7.1.    Металлографические и электронно-фрактографические исследования проводятся в случае визуального обнаружения трещиноподобных поверхностных дефектов, щелевой и точечной коррозии, возникших в процессе эксплуатации, а также для шаровых резервуаров, для которых периодичность обследования по табл. 4 раздела 9 установлена менее 8 лет.

Кроме того, металлографические исследования проводят в случае определения механических свойств стали, без использования стандартных образцов.

5.7.2.    Металлографические исследования проводятся с целью оценки структуры металла и степени ее изменения, а также при установлении степени ее коррозионных и коррозионно-механических повреждений под воздействием эксплуатационных факторов.

5.7.3.    Для проведения металлографических исследований могут быть использованы как разрушающие, так и неразрушающие методы.

5.7.4.    Проведение металлографических исследований неразрушающим методом осуществляется методом «реплик».

5.7.5.    При использовании разрушающего метода используют шлифы, изготовленные из вырезанной массивной заготовки или из микропроб размером (1,2- 1,5)х(5-10)х(15-25) мм с наибольшим сечением рабочей части не менее 3 мм . Места микропроб подвергаются механической зачистке до устранения концентраторов напряжений. Необходимость проведения восстановительного ремонта в месте отбора микропробы устанавливается специализированной организацией, проводящей обследование.

5.7.6.    Исследования структуры стали с применением методов количественной металлографии проводятся в соответствии с ГОСТ 5639-82 [22] и ГОСТ 5640-82 [23].

5.7.7. Электронно-фрактографические исследования проводятся в целях определения степени охрупчивания (повреждения) металла различных зон сварного соединения и установления причин его трещинообразования.

5.7.8.    Изломы для электронно-фрактографического анализа получают при испытаниях стандартных ударных образцов (ГОСТ 9454-78 [24]) при отрицательных температурах, обеспечивающих наличие на поверхности разрушения «хрупкого квадрата», или при разрушении микропроб, предварительно охлажденных в жидком азоте для получения хрупкого излома. В обоих случаях следует предусмотреть меры по предотвращению коррозионных повреждений при отогреве и сушке изломов.

5.7.9. Выбор оборудования для проведения электронно-фрактографического анализа и определения доли межзеренной составляющей Fm, указывающей

на повреждение границ зерен, осуществляется в соответствии с методическими указаниями МР 5-81 [25].

5.7.10. Степень межзеренного охрупчивания металла, вызванного ослаблением границ зерен из-за наводороживания, сульфидного и хлоридного растрескивания и иных неблагоприятных процессов, определяется по величине прироста доли межзеренного разрушения DFm в хрупком изломе по сравнению с хрупким изломом исходного материала.

5.7.11. Порядок определения степени межзеренного охрупчивания металла оболочки приведен в пп. 5.8.3.4 и 5.8.3.5.

5.8. Определение механических свойств и отбор проб материала

5.8.1. Определение химического состава материала оболочки

5.8.1.1.    При обнаружении аварийных дефектных мест оболочки шарового резервуара, а также после пожара, стихийных бедствий и длительных простоев по решению специализированной организации проводится комплексная оценка физико-механических свойств металла различных зон сварных соединений.

5.8.1.2.    Определение химического состава стали проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 22536.0-87-ГОСТ 22536.12-87, ГОСТ 22536.14-87 [26] титриметрическим, спектральным или другими методами, обеспечивающими необходимую точность химического анализа.

5.8.1.3.    Химический анализ стали проводят после зачистки поверхности металла (пробы) до металлического блеска, исключающей искажение результатов анализа состава металла.

5.8.1.4.    При интерпретации результатов химического анализа допускаемые отклонения содержания легирующих элементов в готовом прокате учитывают согласно техническим требованиям к низкоуглеродистым и низколегированным сталям (ГОСТ 27772-88 [27], ГОСТ 380-94 [28], ГОСТ 19281-89 [29] и др.).

5.8.1.5.    При комплексной оценке физико-механических свойств основного металла и металла различных зон сварных соединений производится вырезка массивной заготовки в виде круга диаметром 300 мм, содержащей сварной шов.

5.8.1.6.    Вырезку металла необходимо проводить из наиболее нагруженных мест, удобных для последующего ремонта.

5.8.1.7. На вырезанную заготовку наносится маркировка (номер резервуара и лепестка), направление прокатки, расположение и характер (вертикальный, заводской, монтажный) шва, указывается внутренняя и внешняя поверхность.

5.8.1.8.    Для определения степени повреждения металла под воздействием эксплуатационных факторов и оценки механических свойств металла допускается проводить отбор микропроб размером в соответствии с п. 5.7.5.

5.8.1.9. Микропробы отбираются с внутренней части шарового резервуара механическим (скол, спил, срез), электроэрозионным или иным способом, обеспечивающим получение микропробы требуемых размеров без деформации металла.

5.8.1.10.    При выполнении п. 5.8.1.9 рекомендуется отбор микропроб проводить на трех уровнях: в жидкой фазе, газовой фазе и в зоне переменного смачивания. На каждом уровне микропробы отбираются от основного металла и металла шва и (или) околошовной зоны вертикального шва.

5.8.1.11.    Количество проб и места их отбора устанавливаются специализированной организацией в зависимости от степени повреждения шарового резервуара, выявленной при проведении обследования.

5.8.1.12.    Места отбора микропроб подвергаются механической зачистке до устранения концентраторов напряжений.

5.8.1.13.    При вырезке массивной заготовки определяют механические свойства при растяжении (предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение) и ударную вязкость, а также проводят металлографический анализ в целях выявления повреждения (деградации) структуры и наличия микротрещин. При обследовании шаровых резервуаров, испытывающих в процессе эксплуатации малоцикловое нагружение, проводят испытания на малоцикловую усталость по ГОСТ 25859-83 [30].

5.8.1.14.    Количество образцов и температуры испытаний устанавливаются специализированной организацией, проводящей обследование с учетом требований ГОСТ 7564-73 [31]. Испытания на статическое растяжение и ударную вязкость проводят по ГОСТ 1497-84 [32] и ГОСТ 9454-78 [24] соответственно.

5.8.2. Оценка прочностных характеристик материала оболочки без вырезки массивной заготовки

5.8.2.1.    Характеристики прочности определяют по результатам химического, металлографического и дюрометрического анализа.

5.8.2.2.    Твердость стали по методам Виккерса или Бринелля на стационарных твердомерах устанавливают в соответствии с ГОСТ 2999-75 [33] и ГОСТ 9012-59 [34] соответственно. Минимальные размеры проб и требования к подготовке поверхности металла приведены в ГОСТ 2999-75 [33] и ГОСТ 9012-59 [34].

5.8.2.3.    Допускается измерение твердости проводить непосредственно на объекте переносными твердомерами статического или динамического типов по

ГОСТ 22761-77 [35] и ГОСТ 18661-73 [36] соответственно. Применение твердомеров других типов разрешается при условии обеспечения необходимой точности измерений.

5.8.2.4.    Требования к качеству зачистки поверхности, размеру и плоскости зачищаемой площадки устанавливают в соответствии с техническим паспортом используемого твердомера. При измерении твердости основного металла зачищаемая площадка должна располагаться на расстоянии не менее 100 мм от сварного шва и не далее 300 мм от места отбора пробы.

5.8.2.5.    Количество замеров твердости на пробу или точку должно быть не менее трех при использовании стационарных твердомеров, исключая случай существенного (более 10 %) рассеяния значений твердости и обнаружения с помощью переносных твердомеров аномально низких или аномально высоких значений твердости.

5.8.2.6.    При существенном рассеянии значений твердости количество измерений увеличивается до 9 на точку.

5.8.2.7.    В качестве характеристики твердости стали принимается среднеарифметическое значение.

5.8.2.8.    При обнаружении аномально низких или аномально высоких значений твердости устанавливают форму и размер этой области аномальной твердости. Количество замеров устанавливают специалисты, проводящие измерения.

5.8.2.9.    При способах отбора микропроб, обеспечивающих полное отсутствие наклепа металла, измерение твердости проводят в соответствии с п. 5.8.2.2, а определение предела текучести допускается проводить в соответствии с ГОСТ 22762-77 [37].

5.8.2.10.    Предел текучести сталей в интервале от 200 до 450 МПа рассчитывается по результатам химического и количественного металлографического анализа.

5.8.2.11.    Предел текучести низкоуглеродистых и низколегированных сталей (кроме сталей с карбонитридным упрочнением) рассчитывается по формуле

п


lY n+Kvd-1/2,


= (¦


(А«


Ггг, р И- Д О" TJ- >


°0 + 07л)


+


где ^0 - напряжение трения решетки a-железа, для настоящего расчета принимается равным 30 МПа;

^п - напряжение за счет упрочнения стали перлитом, Сп=2,4П, МПа, здесь П - процент перлитной составляющей;

Аот р - напряжение за счет упрочнения твердого раствора легирующими элементами, устанавливаемое по величине их концентрации С - в % по массе легирующих элементов в a-железе (феррите);

АоТ p=4670Cc+n+33СЛ/Г„+86СС;+31 Сп +30Схт;+11 СМо+60С, +39СС„+690СР+3С,+82C™ МПа;


'Т.Р


Ml


"Si


'Cr


¦'Ni


уСи


-Ti’


"Mn


Мо



'V


1 /9

АОд - напряжение за счет упрочнения дислокациями, оценивается по плотности дислокаций р, где Ao^=5Gbp ' , МПа, - для горячекатаных и


Д

нормализованных сталей допускается принимать Афд= 30 МПа;

d - средний условный диаметр зерна феррита, определяемый по ГОСТ 5639-82 [22];


Д


1/2


КУ=20МПа-мм


5.8.2.12. Предел текучести сталей с карбонитридным упрочнением рассчитывается по формуле


1/2


= (¦



3-Yn +Ksd-V\


сг^р + ДсГд У +


+


где АОд у - напряжение за счет упрочнения стали дисперсными частицами, определяемое по следующему выражению:

fX-D"

„    0,460^

Дсг_,, =-]п

'ДУ


X-D

2 Ь


где G=8,4-104 МПа - модуль сдвига;

7

b= 2,5-10 мм - вектор Бюргерса;

D - размер (диаметр) дисперсных упрочняющих частиц, мм;

1 - межчастичное расстояние, мм.

5.8.2.13.    Погрешность оценки предела текучести не превышает при определении по:

п.5.8.2.9 и п.5.8.2.11    - ±7%;

п.5.8.2.12    - ±10%.

5.8.2.14.    Временное сопротивление стали рассчитывается по соотношению

оВ=0,34НВ или sB=0,34(HV).

Для исследуемого класса сталей значения твердости по Виккерсу (HV) и Бринеллю (НВ) принимаются совпадающими.

5.8.3. Дюрометрический метод оценки характеристик прочности материала оболочки

5.8.3.1.    При установлении степени охрупчивания металла АТК за счет пластической деформации (наклепа) в зонах изменения формы элемента

конструкции или выявленных зонах концентрации напряжений используется дюрометрический метод (измерение твердости) с применением переносных твердомеров.

5.8.3.2.    Определение степени охрупчивания стали в результате пластической деформации устанавливается по соотношению

ATK=A(HV^HVH),

где А=0,16°С/МПа;

3 Э

HV , ПУЭ - твердость стали после эксплуатации на момент обследования и в исходном состоянии (до эксплуатации).

5.8.3.3.    При отсутствии сведений о твердости стали в исходном состоянии в качестве ее значения принимается среднее значение трех измерений твердости вне зоны развития пластической деформации (концентрации напряжений) соответствующего элемента конструкции.

5.8.3.4.    Степень межзеренного охрупчивания ДТТ& металла определяется по соотношению

7? Э т-i Л    ^    ^

гДе 5 м - приведенная доля в процентах межзереннои составляющей в хрупком изломе до и после эксплуатации соответственно;

В - коэффициент пропорциональности, а именно В=1,04 °С, Т^=10°С для стали со структурой феррита и феррит+перлит и Т^=20°С для стали со структурой мартенсита и бейнита отпуска, сорбита и троостита.

5.8.3.5.    При отсутствии сведений о строении изломов в исходном состоянии следует принять ^ =0.

5.8.3.6.    В качестве степени межзеренного охрупчивания металла оболочки принимается наибольшее значение ДТтк одного из его элементов отдельно

для основного металла и металла сварного шва.

5.8.3.7.    Для конструкций, выполненных из разнородных материалов, степень межзеренного охрупчивания определяется для каждой стали.

5.8.3.8.    Суммарная степень охрупчивания оболочки в пределах зоны пластической деформации определяется по выражению

6. ИСПЫТАНИЯ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

6.1.    Проверка прочности и герметичности производится путем гидравлических испытаний оболочки шарового резервуара после проведения ремонтных работ по устранению обнаруженных дефектов и повреждений.

6.2.    При проведении огневых работ во время ремонта по устранению дефектов и повреждений гидравлические испытания проводятся в обязательном порядке.

6.3.    В случае ремонта шарового резервуара без проведения огневых работ гидравлические испытания допускается заменять пневматическими при обязательном условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (раздел 5.6.2).

6.4.    Подготовка и проведение гидроиспытаний оболочки проводится в соответствии с требованиями ПБ 10-115-96 [7], ТУ 26-01-150-80 [1].

6.5.    Разность температур оболочки шарового резервуара и окружающего воздуха не должна вызывать конденсацию влаги на поверхности оболочки при гидроиспытаниях.

6.6.    Максимальное пробное давление при гидроиспытаниях определяется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией [7]. Время выдержки при пробном давлении должно быть не менее 10 мин.

6.7.    После выдержки шарового резервуара при пробном давлении величину давления необходимо снизить до расчетного и произвести визуальный контроль наружной поверхности оболочки, сварных швов и разъемных соединений.

6.8.    Шаровой резервуар считается выдержавшим гидроиспытания, если при этом не обнаружено следующих дефектов: падения давления;

течи на основном металле, в сварных швах и разъемных соединениях;

трещин или признаков разрывов;

видимых остаточных деформаций элементов.

6.9.    Результаты гидроиспытаний шарового резервуара оформляются в виде протокола, где указываются его характеристики (номер, емкость, продукт хранения, рабочее давление, марка стали и т.д.), максимальное давление при испытаниях, рабочая среда, результаты испытаний, заключение и фамилии специалистов, проводивших испытания.

7. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

7.1.    По результатам полного технического обследования на основании полученных данных все выявленные дефекты и повреждения должны быть сопоставлены с требованиями действующей нормативно-технической документации и руководящих документов: ТУ 26-01-150-80 [1], ПБ10-115-96 [7], СНиП 3.03.01-87 [38], ОСТ 26-291-94 [39].

7.2.    При необходимости оценки однородности данных, полученных в результате полного технического обследования шарового резервуара, применяется статистическая обработка.

7.3.    К недопустимым отклонениям относятся следующие дефекты и показатели: следы пропусков на основном металле и сварных швах наружной поверхности;

коррозионное растрескивание в зонах концентрации напряжений (места приварки опор к подкладным листам и подкладных листов опор к оболочке, места приварки лепестков оболочки к сферическому нижнему и верхнему днищам, застойные зоны, места скопления влаги и коррозионных продуктов, места раздела фаз «газ - жидкость», места изменения направления потоков, зоны входных и выходных штуцеров); трещины всех видов в металле сварного шва;

увод и смещение кромок на величину, превышающую требования ТУ 26-01-150-80 [1];

прочностные характеристики металла (временное сопротивление или условный предел текучести) отличаются от нормативных более чем на 5 % в меньшую сторону;

отношение предела текучести к временному сопротивлению свыше 0,75 для легированных сталей и свыше 0,65 для углеродистых; относительное удлинение для легированных сталей менее 17 %, для углеродистых - менее 19 %; трещины, рваные места крепежных деталей опор;

отклонение опор от прямолинейности более 0,2 %;

овальность шарового резервуара в экваториальном сечении превышает 0,5 % диаметра [1];

местные деформации в виде выступов и вмятин более 5 мм при любых толщинах стенки [1];

другие дефекты и отклонения, превышающие требования ТУ 26-01-150-80 [1] и ОСТ 26-291-94 [39].

7.4.    Решение вопроса о техническом состоянии шарового резервуара и условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации при выявлении отклонений, указанных в п. 7.3, принимается на основании результатов поверочных расчетов на прочность и на устойчивость с учетом изменения формы и геометрических размеров элементов, фактических свойств металла и состояния сварных швов.

7.5.    Все выявленные при полном техническом обследовании дефекты и повреждения элементов шарового резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть устранены с последующими испытаниями и контрольной проверкой.

7.6.    Ремонтные и восстановительные работы конструктивных элементов шарового резервуара и защиты наружной поверхности оболочки должны производиться согласно графику на ремонт в соответствии с требованиями ПБ 10-115-96 [7].

7.7.    Ремонт шаровых резервуаров, находящихся под давлением, не допускается.

7.8.    Целесообразность ремонта шарового резервуара и сроки его безопасной эксплуатации должны решаться в каждом конкретном случае на основании результатов полного технического обследования и с учетом технико-экономического анализа.

8. РАСЧЕТНАЯ ОЦЕНКА СТАТИЧЕСКОЙ, ХРУПКОЙ И ЦИКЛИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

8.1.    Расчетная оценка прочности производится в целях установления соответствия шарового резервуара требованиям действующих норм прочности и определения условий дальнейшей безопасной эксплуатации.

8.2.    Необходимость проведения расчетов на прочность и их методика определяются специализированной организацией, проводящей полное техническое обследование, по результатам полученных данных в ходе обследования.

8.3.    Поверочные расчеты шарового резервуара выполняются в соответствии с РД РТМ 26-01-111-78 [40]. Поверочный расчет шарового резервуара на статическую прочность проводится в соответствии с ГОСТ 14249-89 [41], ГОСТ 24755-89 [42], ГОСТ 25221-82 [43], ГОСТ 26202-84 [44]. Поверочный расчет на прочность при малоцикловых нагрузках - в соответствии с ГОСТ 25859-83 [30]. Поверочный расчет на хрупкую прочность - в соответствии со СНиП II-23-81* [45] и Руководства по расчету стальных конструкций на хрупкую прочность [46].

8.4.    Шаровой резервуар считается работоспособным, если его основные элементы имеют запасы прочности для статических и малоцикловых условий нагружения не ниже величин, указанных соответственно в ГОСТ 14249-89 [41] и ГОСТ 25859-83 [30].

8.5.    Величина допускаемого внутреннего давления Р на момент проведения полного технического обследования зависит от фактических физикомеханических свойств металла элементов оболочки шарового резервуара и толщины стенки:

где j - коэффициент прочности сварного шва;

o=min(oT/nT; Ов/пв) - допускаемое напряжение, МПа;

Лт, Лв - коэффициенты запаса прочности;

здесь от, Ов, - минимальные значения предела текучести и временного сопротивления элементов оболочки (МПа) из сравнения фактических данных,

полученных согласно п. 5.8.2, и данных НД;

Smin - минимальная толщина стенки оболочки по результатам толщинометрии, мм;

Dmax - максимальный внутренний диаметр шарового резервуара по результатам измерений, мм;

8.6.    Формула определения величины допускаемого внутреннего давления Р (п. 8.5) применима для идеальной сферической оболочки. При определении

допускаемых напряжений s (п. 8.5) необходимо учитывать краевые эффекты (вызванные сопряжением со сферической оболочкой патрубков, опор, люков и др.) коэффициентами концентрации напряжений [30]. Величина коэффициентов концентрации напряжений определяется в каждом конкретном случае.

8.7. При неудовлетворительных результатах расчетной оценки прочности шарового резервуара с дефектами дефектные места подлежат ремонту с обязательным последующим обследованием. При невозможности устранения дефектов дальнейшая эксплуатация шарового резервуара не допускается. При удовлетворительных результатах расчетной оценки прочности шарового резервуара с дефектами условия его дальнейшей безопасной эксплуатации определяются специализированной организацией.

9. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И НАЗНАЧЕНИЕ СРОКОВ СЛЕДУЮЩИХ ПОЛНЫХ

ТЕХНИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

9.1.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара производится на основании результатов полного технического обследования:

по данным наружного и внутреннего осмотра металлоконструкций; по данным геодезических измерений опорных стоек; по данным неразрушающих методов контроля оболочки;

по фактическим физико-механическим характеристикам, химическому составу и структурному состоянию материала оболочки;

по результатам металлографических и электронно-фрактографических исследований структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов оболочки;

по результатам испытания оболочки на прочность и герметичность; по результатам расчетной оценки статической, хрупкой и циклической прочности.

9.2.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации определяется типом основного повреждающего фактора, действующего на шаровой резервуар в процессе эксплуатации и установленного по результатам полного технического обследования и анализа условий предшествующей эксплуатации.

9.3.    Для сосудов, работающих под давлением, трещины в элементах оболочки не допускаются, поэтому основным критерием предельного состояния является уменьшение толщины стенок элементов из-за коррозии (или эрозии) до предельной величины, ниже которой не обеспечивается необходимый запас его несущей способности.

9.4.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара по развитию коррозионных повреждений осуществляется только при наличии поверхностной коррозии оболочки, без наличия коррозионного растрескивания и локальной коррозии, недопустимых при его эксплуатации.

9.5. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы, производится по формуле

T=^-S6p)/C,

где Т - расчетный ресурс, годы;

Sф - фактическая толщина элемента, мм;

Sgp - отбраковочная толщина элемента, мм;

С - скорость коррозии (или эрозионного износа), мм/год.

9.6.    За фактическую величину Sф принимается минимальное значение из полученных данных по толщинометрии, проводимой при полном техническом

обследовании. Отбраковочная толщина Sgp определяется согласно РД РТМ 26-01-111-78 [40] с учетом концентрации напряжений, создаваемых дефектами

формы и другими дефектами, а также с учетом фактических свойств металла по результатам полного технического обследования, как большее из двух значений, рассчитанных для рабочих условий и условий гидравлических испытаний.

9.7.    Для элементов оболочки величина Sgp вычисляется по формуле

PHD


- max


¦ и.


2ф<т- P}2(рстл - Pj


P,D


где Pp и Рн - расчетное давление и давление при испытаниях, МПа;

D - внутренний диаметр шарового резервуара, м;

j - коэффициент прочности сварного шва (для автоматической дуговой электросварки ф=1,0);

s и - допускаемое напряжение в рабочих условиях, определяемое согласно п. 8.6, и при испытаниях соответственно, МПа;

9.8. Для цилиндрических элементов шарового резервуара (горловин люков и патрубков) Sgр вычисляется по формуле

РJ

Р/

- max

2<р<т- PF ’ 2<р<тн - Рн

где d - внутренний диаметр горловины люка или патрубка, м.

9.9.    За скорость коррозии С (мм/год) принимается максимальное из двух значений: по паспорту шарового резервуара для данного продукта хранения либо исходя из разницы начальной толщины элемента и последних данных толщинометрии, полученных при полном техническом обследовании, деленной на срок эксплуатации.

9.10.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации производится для каждого нагруженного элемента шарового резервуара, за ресурс шарового резервуара принимается минимальное из полученных значений для отдельных элементов, но не более 8 лет.

9.11.    Для шаровых резервуаров, эксплуатирующихся в условиях малоциклового нагружения, основным повреждающим фактором является малоцикловая усталость металла, поэтому оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации выполняется по ГОСТ 25859-83 [30]. Если расчетный ресурс превышает 8 лет, то он принимается равным 8 годам.

9.12.    Для шаровых резервуаров, эксплуатирующихся при воздействии других основных повреждающих факторов, включая охрупчивание металла в процессе эксплуатации, схема расчета ресурса определяется специалистами, выполняющими полное техническое обследование.

9.13.    Сроки проведения очередного полного технического обследования назначаются в зависимости от агрессивности продукта хранения согласно табл.

4.

Таблица 4

Объем, м3

Диаметр,

м

Наименование продукта хранения

Расчетное избыточное давление, МПа

Толщина оболочки, мм

Масса оболочки, т

Материал ГОСТ, ТУ

Периодичность

обследования,

лет*

номинальный

геометрический

1

2

3

4

5

6

7

8

9

600

606

10,5

ЛВЖ

0,25

16,0

46,0

09Г2С-12-15, ГОСТ 5520-79*

10

Сжиженные газы (бутан, бутадиен, изобутилен)

0,6

16,0

46,0

То же

6

Жидкий аммиак

0,6

16,0

46,0

»

6

Сжатые газы (азот, воздух, инертные)

0,8

16,0

46,0

»

8

Тоже

1,0

20,0

57,5

»

8

Легкие углеводороды сжиженные

1,2

24,0

69,0

»

8

Сжиженный пропан

1,8

34,0

96,0

»

6

Сжиженный гелий

1,8

34,0

96,0

»

8

Агрессивные продукты (варочная кислота, соляная)

0,6

22,0

63,0

09Е2С10Х17Н13МЭГ двухслойная, ГОСТ10885-85*

8

2000

2145

16,0

ЛВЖ

0,25

16,0

104

09Г2С-12-15, ГОСТ 5520-79*

10

Сжиженные газы (бутан, бутадиен, изобутилен)

0,6

20,0

134

Тоже

6

Жидкий аммиак

0,6

20,0

134

»

4

Сжатые газы (инертные, воздух)

1,2

0,7

36.0

22.0

241

144

»

8

8

Вакуумные резервуары

22,0

144

»

8

* В случае обнаружения трещиноподобных дефектов в зоне сварных соединений, возникших в процессе эксплуатации, величина срока последующих обследований уменьшается на 2 года.

10. ОФОРМЛЕНИЕ И ВЫДАЧА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПОЛНОГО

ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

10.1.    На выполненные при полном техническом обследовании шарового резервуара работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию согласно СНиП 3.03.01-87 [38] (акты, эскизы элементов металлоконструкций с фиксацией дефектов, протоколы, журналы, ведомости дефектов, расчеты и т.п.), на основании которой в соответствии с требованиями ПБ 03-246-98 [51] оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации шарового резервуара, необходимости его ремонта или исключения из эксплуатации. Первичная документация хранится у исполнителя.

10.2.    По результатам полного технического обследования состояния шарового резервуара экспертная организация выдает предприятию-владельцу Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности эксплуатировать шаровой резервуар при заданных технологических параметрах с установлением срока его безопасной эксплуатации, а также приложение, содержащее расчетную оценку прочности, акты, протоколы и заключения, указанные в п. 10.3 настоящей Инструкции.

10.3.    Приложение Заключения экспертизы промышленной безопасности должно содержать следующие документы:

протокол визуального наружного и внутреннего осмотра (приложение 5);

протокол геодезических измерений опорных плит стоек (приложение 10);

протокол акустико-эмиссионного контроля (приложение 2);

протоколы неразрушающего метода контроля основного металла и металла сварных соединений (приложения 6, 7, 8, 9);

протокол ультразвуковой толщинометрии (приложения 3, 4);

заключение о качестве стали (по результатам оценки прочности дюрометрическим методом, по определению фактических механических характеристик, химического состава, металлографическим и электронно-фрактографическим исследованиям структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов оболочки);

протокол гидравлических испытаний.

10.4.    Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности дальнейшей безопасной эксплуатации шарового резервуара при допустимом технологическом регламенте его работы выдается только экспертной организацией. Титульный лист Заключения экспертизы промышленной безопасности на техническое состояние металлоконструкций шарового резервуара представлен в приложении 12.

Приложение 1

Справочное

Термины и определения

Акустико-эмиссионный контроль целостности оболочки - выявление дефектов (коррозионных и усталостных трещин, зон пластической деформации), развивающихся во время нагружения.

Безопасная эксплуатация шарового резервуара - система мер, обеспечивающих предупреждение аварий строительных конструкций путем систематических технических осмотров конструкций и их инструментальное освидетельствование.

Визуальный наружный и внутренний осмотр - осмотр металлоконструкций шарового резервуара с наружной и внутренней стороны в целях выявления и определения размеров поверхностных дефектов и коррозионных повреждений в основном металле и сварных соединениях.

Дефект - неисправность, возникающая в конструкции на стадии ее изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации.

Деформация конструкций - изменение формы и размеров конструкций (или части ее), а также потеря устойчивости под влиянием нагрузок и воздействий.

Деформация основания - деформация, возникающая в результате передачи усилий от сооружения на основание или изменения физического состояния грунта основания в период эксплуатации.

Заключение - документ, указывающий о сроках и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации шарового резервуара, который выдает специализированная организация по результатам проведения полного технического обследования и определения прогнозируемого остаточного ресурса.

Нагрузка - механическое воздействие, мерой которого является сила, характеризующая величину и направление этого воздействия и вызывающая изменения напряженно-деформируемого состояния конструкций сооружения и его основания.

Надежность - свойство (способность) сооружения, а также его несущих и ограждающих конструкций выполнять заданные функции в период эксплуатации.

Неразрушающий метод контроля основного металла и сварных соединений - выявление внутренних дефектов основного металла и сварных швов при использовании методов, указанных в разделе 5.6 настоящей Инструкции (АЭ-контроль, цветная и ультразвуковая дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия, радиографический метод, метод магнитной памяти металла, магнитопорошковый метод, вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод, метод керосиновой пробы).

Отклонение - отличие фактического значения любого из параметров технического состояния от требований норм, проектной документации или требований обеспечения технического процесса.

Отклонения недопустимые - отклонения, которые создают препятствия нормальной эксплуатации конструкций или вносят такие изменения в расчетную схему, учет которых требует усиления конструкций.

Оценка технического состояния конструкций - оценка проводится по результатам технического обследования и включает: поверочный расчет конструкций с учетом обнаруженных дефектов и повреждений, фактических и прогнозируемых нагрузок, воздействий и условий эксплуатации.

Охрупчивание - повышение хрупкости металла в связи с изменением его свойств в результате старения, понижения температуры или высокой скорости нагружения.

Периодический контроль технического состояния - комплекс работ, проводимых персоналом предприятия - владельца шарового резервуара с использованием штатного приборного оборудования, в целях своевременного обнаружения неполадок, принятия мер по их устранению и поддержанию работоспособности резервуара между очередными полными техническими обследованиями.

Повреждение - отклонение качества, формы и фактических размеров элементов и конструкций от требований нормативных документов или проекта, возникающее в процессе эксплуатации.

Полное техническое обследование - проведение комплекса технических мероприятий по неразрушающему и разрушающему методам контроля, исследованию коррозионного состояния, анализу прочности и др., которые позволяют определить соответствие шарового резервуара требованиям действующей нормативно-технической документации, направленным на обеспечение безопасной эксплуатации.

Прогнозируемый остаточный ресурс безопасной эксплуатации - продолжительность эксплуатации шарового резервуара отданного момента времени до его предельного состояния.

Срок службы резервуара - продолжительность эксплуатации резервуара в календарных годах до перехода в предельное состояние.

Старение металлов - изменение свойств металлов, протекающее либо самопроизвольно при нормальных условиях (естественное старение), либо при нагреве (искусственное старение) и приводящее к увеличению их прочности и твердости одновременно с уменьшением пластической и ударной вязкости.

Твердость - свойство материалов сопротивляться пластической деформации или хрупкому разрушению в поверхностном слое при местных контактных

силовых воздействиях.

Техническая диагностика - научная дисциплина, выявляющая причины возникновения отказов и повреждений, разрабатывающая методы их обнаружения и оценки. Цель диагностики - разработка способов и средств оценки технического состояния сооружений.

Усиление - увеличение несущей способности или жесткости конструкции путем изменения сечений или схемы ее работы.

Усилия - внутренние силы, возникающие в поперечном сечении элемента конструкций от внешних нагрузок и воздействий (продольная и поперечная силы, изгибающий и крутящий моменты).

Усталость материалов - изменение механических и физических свойств материала под длительным действием циклических изменяющихся во времени напряжений и деформаций.

Устойчивость сооружения - способность сооружения противостоять усилиям, стремящимся вывести его из исходного состояния статического или динамического равновесия.

Хрупкость - способность твердых тел разрушаться при механических воздействиях без заметной пластической деформации (свойство, противоположное пластичности).

Шаровые резервуары и газгольдеры - сосуды объемом от 25 до 2000 м3 для хранения продуктов в сжиженном или газообразном состоянии под давлением от 0,25 до 1,8 МПа.

Экспертная организация - организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством.

Эксплуатационно-техническая документация - комплекс руководящих и рабочих документов, которыми руководствуется служба надзора по эксплуатации сооружений.

Элемент резервуара - сборная единица шарового резервуара, предназначенная для выполнения одной из основных функций резервуара.

Приложение 2

Справочное

ПРОТОКОЛ

акустико-эмиссионного контроля шарового резервуара _во время гидро(пневмо) испытаний

1. Контролируемый объект

Наименование_

Организация-изготовитель_

Заводской номер_

Дата изготовления_

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер_

Объем_

Максимальное рабочее давление_

Рабочая среда_

Материал частей шарового резервуара:

лепестков _

днища_

Максимальное давление при испытаниях на прочность:

Дата последнего обследования:_

2. Аппаратура и методика испытаний

Датчики_

Способ крепления датчиков_

Предусилители_

Акустико-эмиссионная аппаратура_

Режимы работы АЭ-системы_

Способ нагружения_

Максимальное давление_

Дата проведения испытаний_

3. Результаты испытаний

4. Заключение

5. Приложение

Акустико-эмиссионный контроль проводили:

Ф.И.О._

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

Приложение 3

Справочное

ПРОТОКОЛ №_

ультразвуковой толщинометрии

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Тип элемента_

Метод проверки_

Примечание_

№ п/п

Паспортная толщина, мм

Фактическая толщина, мм

Замер

Дата

Замер

Дата

Замер

Дата

Приложение. Схема расположения точек измерения.

Ультразвуковую толщинометрию проводили:

Ф.И.О._

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

Приложение 4

Справочное

Схема расположения точек измерения толщины стенок резервуара

Развертка корпуса

ПРОТОКОЛ №_

Приложение 5

Справочное


визуального наружного и внутреннего осмотра шарового резервуара

Организация-изготовитель_

Заводской номер_

Дата изготовления_

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер_

Объем

Максимальное рабочее давление_

Рабочая среда_

Состояние шарового резервуара и обнаруженные дефекты

Элемент контроля

Наружная поверхность

Внутренняя поверхность

Сварные соединения

Оболочка

Нижнее днище

Верхнее днище

Приложение. Схема расположения дефектов шарового резервуара. Визуальный осмотр проводили:

Ф.И.О.

«_»_200 г.

Приложение 6

Справочное

ПРОТОКОЛ №_

контроля качества сварных швов цветной дефектоскопией

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип дефектоскопического комплекта_

Оценка качества по_

(наименование и номер технической документации)

Чувствительность_

№ п/п

Номер сварного шва по

схеме

Вид контроля (первич., вторич.)

Дата

Описание

дефектов

Оценка

качества

Приложение. Схема расположения сварных швов, контролируемых методом цветной дефектоскопии.

Цветную дефектоскопию проводили:

Ф.И.О.

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

Приложение 7

Справочное

ПРОТОКОЛ №_

ультразвукового контроля сварных соединений

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип прибора_

Рабочая частота прибора_

Угол ввода_

Условная чувствительность_

№ п/п

Объект

контроля

№ по схеме

Толщина, мм

Оценка, дефектов согласно ГОСТ

Дата

Примечание

Приложение. Схема расположения объектов контроля.

Ультразвуковой контроль проводили:

Ф.И.О._

__________ (квалификационный уровень, № удостоверения)

Приложение 8

Справочное

ПРОТОКОЛ №_

радиографического контроля сварных соединений

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип прибора_

Результаты испытаний

№ п/п

шва

Клеймо

сварщика

Пленка

Чувствительность

снимка

Обнаружено

дефектов

Соответствие требованиям ГОСТ

Размер

i

Приложение. Схема расположения сварных швов, контролируемых радиографическим методом.

Руководитель работ_

Испытания производили_

(квалификационный уровень, № удостоверения)

"    "    200    г.

Приложение 9

Справочное


ПРОТОКОЛ №_

магнитопорошкового контроля поверхности материала оболочки

шарового резервуара

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Дефектоскоп _

Магнит, способ намагничивания, способ нанесения порошка, чувствительность, образец, освещенность и т.д._

Результаты контроля

Расположение контрольного участка

№ схем

Обозначение по схеме

Описание дефектов

Приложение. Схема расположения контрольных участков.

Контроль проводили:

Ф.И.О._

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

«    »    200    г.

Приложение 10

Справочное


ПРОТОКОЛ №_

геодезических измерений опорных плит стоек шарового резервуара

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип нивелира_

опоры

Пустой резервуар

Заполненный резервуар

Допустимое

значение,

мм

Относительная отметка, мм

Разность отметок смежных точек, мм

Относительная отметка, мм

Разность отметок смежных точек, мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Приложение. Профиль нивелировки опорных плит стоек шарового резервуара.

Геодезические измерения проводили:

Ф.И.О.

200

г


Приложение 11

Справочное

СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДАЮ

Руководитель округа    Руководитель    экспертной

Госгортехнадзора России    организации

«    »    200    г    «    »    200

г


ПРОГРАММА

полного технического обследования для определения ресурса дальнейшей безопасной эксплуатации шарового резервуара

1. Общие положения_

2.    Состав работ:

2.1.    Подготовка шарового резервуара к полному техническому обследованию (выполняется силами предприятия-заказчика): освобождение от продукта, установка заглушек, удаление остатков продукта, зачистка внутренней поверхности резервуара, монтаж освещения, подготовка сварных швов и основного металла для проведения неразрушающих методов контроля качества и металлографических исследований.

2.2. Подбор и анализ проектной, исполнительной, эксплуатационной документации, механической нагруженности шарового резервуара, предписаний надзорных органов.

2.3.    Визуальный наружный и внутренний осмотр конструкционных элементов шарового резервуара с выявлением мест эксплуатационных и монтажных повреждений и мест отбора проб металла. Составление дефектных ведомостей.

2.4.    Акустико-эмиссионный контроль оболочки шарового резервуара для выявления зон пластической деформации, дефектов, склонных к развитию при рабочих нагрузках, и их локализация.

2.5.    Дефектоскопия сварных швов и оболочки шарового резервуара неразрушающими методами контроля (цветная и ультразвуковая дефектоскопия, радиографический и магнитопорошковый метод, ультразвуковая толщинометрия, метод магнитной памяти металла, вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод, метод керосиновой пробы).

2.6.    Ультразвуковая толщинометрия элементов шарового резервуара для определения величин коррозионного износа и зон расслоения металла.

2.7.    Геодезические измерения опорных плит стоек шарового резервуара в целях определения неравномерности осадки фундамента.

2.8.    Определение механических свойств основного металла и материала сварных швов дюрометрическим методом. Отбор проб, определение химического состава материала оболочки, металлографическое и электронно-фрактографическое исследование основного металла и материала сварных швов в целях выявления структурных изменений и установления степени охрупчивания.

2.9.    Испытания шарового резервуара на прочность и герметичность.

2.10.    Расчетно-экспериментальная оценка остаточного ресурса.

3.    Составление Заключение экспертизы промышленной безопасности, определение условий безопасной эксплуатации, срока следующего полного технического обследования шарового резервуара.

4.    Данные специализированной организации:

наименование специализированной организации_

регистрационный номер лицензии_

дата выдачи лицензии_

срок действия лицензии_

лицензия действует до_

лицензия действует на территории лицензия выдана

Приложение 12

Справочное

Наименование специализированной организации, проводившей полное техническое обследование

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА

3


Техническое состояние металлоконструкций шарового резервуара объемом_м

позиции_для хранения_

на

(наименование предприятия) Рег. №

Руководитель специализированной организации "    200    г.

м. п.

Город

Приложение 13

Справочное

ЛИТЕРАТУРА

1.    ТУ 26-01-150-80. Резервуары шаровые. Технические условия.

2.    ГОСТ 5520-79*. Сталь листовая углеродистая низколегированная и легированная для котлов и сосудов, работающих под давлением.

3.    ТУ 14-1-4853-82. Прокат толстолистовой стойкий к коррозионному растрескиванию.

4.    ГОСТ 7350-77*. Сталь толстолистовая коррозионностойкая, жаростойкая и жаропрочная. Технические условия.

5.    ГОСТ 10885-85*. Сталь листовая горячекатаная двухслойная коррозионностойкая. Технические условия.

6.    Методические указания по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора и подъемных сооружений (РД 09-54-94).

7.    Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96).

8.    Сосуды, аппараты, котлы и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля (РД 03-131-97).

9.    Методика экспресс-диагностики сосудов и аппаратов с использованием магнитной памяти металла. Утв. Госгортехнадзором России 18.01.95.

10.    ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

11. ОСТ 26-5-88. Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений, наплавленного и основного металла.

12.    ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

13.    ОСТ 26-2044-10-83. Швы стыковых и угловых сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика ультразвукового

контроля.

14.    ГОСТ 7512-82. Сварные соединения. Радиографический метод.

15.    ОСТ 26-1103-84. Швы сварные соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Радиографический метод контроля.

16.    ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

17.    ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

18.    ГОСТ 3242-79. Соединения сварные. Методы контроля качества.

19.    ГОСТ 11128-65. Контроль неразрушающий. Метод керосиновой пробы.

20.    ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.

21.    ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

22.    ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

23.    ГОСТ 5640-82. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты.

24.    ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температуре.

25.    МР 5-81. Расчеты на прочность в машиностроении. Фрактографический метод определения критической температуры хрупкости металлических материалов. ВНИИМАШ, М., 1981.

26.    ГОСТ 22536.0-87-ГОСТ 22536.12-87, ГОСТ 22536.14-87. Сталь углеродистая и чугун нелегированный. Методы анализа.

27.    ГОСТ 27772-88. Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия.

28.    ГОСТ 380-94. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

29.    ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия.

30.    ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

31.    ГОСТ 7564-73. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний.

32.    ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение.

33.    ГОСТ 2999-75. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу.

34.    ГОСТ 9012-59. Металлы. Методы испытаний. Измерение твердости по Бринеллю.

35.    ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.

36.    ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

37.    ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара.

38.    СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции.

39.    ОСТ 26-291-94. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические требования.

40.    Резервуары шаровые стальные сварные. Методы расчета на прочность (РД РТМ 26-01-111-78).

41.    ГОСТ 14249-89.    Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

42.    ГОСТ 24755-89.    Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий.

43.    ГОСТ 25221-82.    Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

44.    ГОСТ 26202-84.    Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

45.    СНиП Н-23-81*.    Стальные конструкции.

46.    Руководство по расчету стальных конструкций на хрупкую прочность, ЦНИИПСК им. Мельникова. М., 1983.

47.    ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

48.    Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-17097).

49.    Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением (ПБ 03-110-96).

50.    И5-94. Инструкция по восстановлению паспорта сосуда. Подготовлена НИИхиммаш 24.11.94 г., согласована с Госгортехнадзором России 03.06.95 г.

51. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (ПБ 03-246-98). Вып. 1. ГГТН РФ, НТЦ «Промышленная безопасность», 1999.

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ (ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ)

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОМПЛЕКСНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ИЗОТЕРМИЧЕСКИХ

РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

РД 03-410-01 Москва ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР ПО БЕЗОПАСНОСТИ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ» 2001

Инструкция вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности: шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением (РД 03-380-00 - разработчики: НПК Изотермик, ЦНИИПСК им. Мельникова, Уралхиммаш. Авт. колл.: А. А. Шаталов, Ю.А. Дадонов, В.С. Котельников, Х.М. Ханухов, С.В. Зимина, Е.Ю. Дорофеев, И.В. Гулевский, А.А. Дубов, А.Е. Воронецкий, В.М. Горицкий, Н.Е. Демыгин, И.Д. Грудев, Л.И. Осокин, А.И. Засыпкин, А.Ф. Гуйда); изотермических резервуаров сжиженных газов (РД 03-410-01 - разработчики: НПК Изотермик, ЦНИИПСК им. Мельникова, Северодонецкий Оргхим, НИАП, ГИАП, ГИАП-Дистцентр, ПИИ «Фундаментпроект», Теплопроект. Ав. колл.: А.А. Шаталов, Ю.Д. Комолов, Х.М. Ханухов, А.Е. Воронецкий, Е.Ю. Дорофеев, В.М. Горицкий, Б.М. Гусев, Б.П. Сергеев, В.В. Левченко, В.А. Блохин, В.М. Лебедев, А.А. Дубов, В.Н. Марченко, Н.И. Азаров, Ю.З. Массарский, Б.М. Шойхет, А.В. Горностаев); железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (РД 03-420-01 - разработчики НПК Изотермик. Авт. колл.: Н.Д. Богатов, В.Т. Гладких, Х.М. Ханухов, А.Е. Воронецкий, Е.А. Гузеев, Е.Ю. Дорофеев).

Утверждена постановлением Госгортехнадзора России от 20.07.01 № 32 Введена в действие 01.01.02

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОМПЛЕКСНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ИЗОТЕРМИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫХ

ГАЗОВ

РД 03-410-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических стальных изотермических резервуаров (далее - ИР) наземного типа отечественной и импортной поставки для хранения сжиженных газов.

1.2.    Настоящая Инструкция содержит основные требования, объемы и методы выполнения организационных и технических мероприятий, необходимых для проведения комплексного технического освидетельствования ИР.

1.3.    Основной целью комплексного технического освидетельствования является определение технического состояния, возможности дальнейшей безопасной эксплуатации, сроков последующих обследований, необходимости ремонта или исключения из эксплуатации ИР.

1.4.    Комплексное техническое освидетельствование включает следующее: периодический наружный осмотр технического состояния ИР в режиме эксплуатации; полное техническое освидетельствование ИР в режиме выведения его из эксплуатации.

1.5.    В отдельных случаях экспертной организацией проводится частичное освидетельствование ИР в режиме эксплуатации (разд. 6), по результатам которого возможно продление сроков эксплуатации до очередного полного технического освидетельствования ИР по согласованию с органами Госгортехнадзора России (п. 3.5).

1.6.    Полному техническому освидетельствованию подлежат следующие элементы ИР: наружная металлическая емкость;

внутренняя металлическая емкость;

теплоизоляция между внутренней и наружной емкостями; теплоизоляция наружной поверхности стен и крыши (для одностенных ИР);

технологическое оборудование (компрессоры, насосы, теплообменная аппаратура, газгольдеры), трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, предохранительные и дыхательные клапаны, опоры трубопроводов, фланцевые соединения, теплоизоляция оборудования и трубопроводов, система заземления и молниезащиты;

вспомогательные металлические конструкции (лестницы обслуживающие, переходные площадки, эстакады, колонны); грунты основания и железобетонный фундамент; анкерные крепления.

1.7.    По результатам полного и (или) частичного технического освидетельствования осуществляется оценка остаточного ресурса и выдача заключения экспертизы промышленной безопасности о возможности дальнейшей эксплуатации ИР.

2. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ИР

2.1.    ИР предназначен для хранения жидкого аммиака и сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана, изобутана, этилена, пропилена, широкой фракции легких углеводородных газов) при постоянной низкой температуре, обеспечивающей избыточное давление насыщенных паров в пределах 0,0040,008 МПа.

2.2. По конструктивным решениям ИР подразделяются на одностенные и двустенные, изготовленные полистовым, укрупненно-полистовым или рулонированным способом.

2.3.    Для изготовления ИР с температурой хранения продуктов до -63 °С применяется низколегированная сталь [1], а с температурой хранения продуктов ниже -63 °С - железоникелевые сплавы [2].

2.4.    Одностенный ИР представляет собой вертикальный цилиндрический резервуар с наружной тепловой изоляцией (приложение 17).

2.5.    Двустенный ИР представляет собой сооружение, состоящее из двух резервуаров - внутреннего, где непосредственно хранится сжиженный газ, и наружного. Внутренний резервуар концентрически расположен относительно наружного. Наружный резервуар предохраняет теплоизоляцию от повреждения и проникания влаги.

2.6.    Наружный резервуар изготовляется из низкоуглеродистой стали и рассчитывается на избыточное давление и на вакуум. При расчете учитываются атмосферные нагрузки (снег, ветер), вес теплоизоляции и несомых конструкций.

2.7.    Толщина стенки наружного резервуара принимается постоянной по высоте из расчета на устойчивость.

2.8.    Внутренний резервуар рассчитывается на гидростатическую нагрузку, на вакуум и на внешнее давление сыпучего изоляционного материала (как правило, перлита). Для обеспечения устойчивости корпуса резервуара предусматриваются кольцевые ребра жесткости.

2.9.    Стенка и днище внутреннего резервуара собираются из крупногабаритных листов. В конструкции днища применяются либо односторонние нахлесточные соединения, либо стыковые на подкладке. Окрайки шириной 600-900 мм сваривают встык.

2.10.    В конструкциях двустенных ИР как отечественной, так и импортной поставки межстенное пространство между резервуарами заполнено тепловой изоляцией из вспученного перлитового песка; в конструкции отечественной поставки дополнительно устраивается компенсационный слой по наружной поверхности внутреннего резервуара из эластичного минерального войлока в обкладке из металлической сетки. Компенсационный слой теплоизоляции стенки частично компенсирует температурные деформации конструкций внутреннего резервуара.

2.11. Двустенные ИР изготовляются в двух вариантах: с самонесущей внутренней крышей (приложение 18); с подвесной внутренней крышей (приложение 19).

2.12.    В двустенном ИР с подвесной крышей пары продукта свободно проникают в межстенное пространство через специальные отверстия в подвесной крыше, вследствие этого избыточное давление газа воспринимает наружный резервуар, выполненный из более дешевой стали по сравнению с внутренней емкостью. Подвесная крыша несет теплоизоляцию и состоит из плоской листовой мембраны толщиной 5 мм, усиленной концентрическими кольцами, к которым крепятся подвески. При подвесной крыше осушку теплоизоляции осуществляют пары продукта, проникающие в межстенное пространство.

2.13.    В конструкции ИР с самонесущей внутренней крышей избыточное давление газа воспринимается внутренним резервуаром. В межстенное пространство необходимо подавать инертный газ для осушки теплоизоляции в процессе эксплуатации. Указанное решение предполагает наличие специального газгольдера для хранения инертного газа.

2.14.    Наружная крыша представляет собой самонесущий ребристо-кольцевой купол. Минимальная толщина элементов конструкций крыши принимается

5 мм.

2.15.    Наружная крыша воспринимает следующие нагрузки:

собственный вес;

вес подвесной крыши с подвесками и теплоизоляцией;

атмосферные нагрузки (снег, ветер);

избыточное давление (как правило, до 1 кПа);

вакуум (как правило, до 1 кПа);

вес оборудования (трубопроводы, площадки, клапаны и др.).

2.16.    Тепловая изоляция днища ИР выполняется в двух вариантах:

с опорным бетонным кольцом под окраек днища и тепловой изоляцией центральной части днища. В качестве материала опорного кольца применяют перлитобетон, керамзитобетон;

со сплошной тепловой изоляцией (без опорного кольца).

2.17. Для теплоизоляции днища применяют перлитобетонные блоки с заполнением стыков перлитовым песком (ИР импортной поставки) и пеностеклоблоки (ИР отечественной поставки).

2.18.    Фундаменты ИР имеют два конструктивных решения:

фундамент на сваях, состоящий из свайного поля и монолитного ростверка;

фундамент, состоящий из нижней и верхней железобетонных плит, соединенных между собой колоннами.

2.19.    Фундамент на сваях предусматривает устройство проветриваемого пространства между фундаментной плитой и основанием.

2.20.    Для предотвращения подъема окрайка днища при избыточном давлении в ИР по периметру нижнего пояса стенки устанавливаются анкерные крепления.

2.21.    Для проведения работ внутри ИР в нижней части стенки и на крыше предусмотрены люки-лазы.

2.22.    ИР оснащены штуцерами ввода и вывода сжиженного и газообразного продукта, защитными устройствами от превышения давления и образования вакуума, контрольно-измерительными приборами и указателями уровня.

2.23.    Для компенсации температурных деформаций на штуцерах двустенных ИР предусмотрены компенсаторы.

2.24.    Основные физические свойства и параметры изотермического хранения некоторых газов представлены в таблице приложения 2.

3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

ИР

3.1.    Организация и проведение работ по периодическому наружному осмотру ИР является обязанностью предприятия-владельца и производится эксплуатационным персоналом.

3.2.    Перечень работ при периодическом наружном осмотре ИР и периодичность их выполнения указаны в разделе 4 настоящей Инструкции.

3.3.    Полное техническое освидетельствование ИР в режиме выведения его из эксплуатации, а также частичное освидетельствование ИР в режиме эксплуатации выполняются экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативнотехнической документацией, а также имеют обученных специалистов.

3.4.    К работе по частичному и полному техническому освидетельствованию ИР допускаются экспертные организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора России.

3.5.    Частичное освидетельствование ИР в режиме эксплуатации проводится в отдельных случаях по обоснованному письменному ходатайству владельца ИР в период между очередными полными техническими освидетельствованиями ИР. В случае удовлетворительного заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам частичного освидетельствования ИР возможно продление сроков эксплуатации до очередного полного технического освидетельствования ИР не более чем на один год по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

3.6.    Частичное освидетельствование ИР в режиме эксплуатации производится в соответствии с положениями раздела 6 настоящей Инструкции.

3.7.    Первое полное техническое освидетельствование ИР после ввода в эксплуатацию проводится экспертной организацией через 10 лет.

3.8.    При удовлетворительных результатах полного технического освидетельствования следующее очередное полное техническое освидетельствование ИР проводится через 8 лет. При неудовлетворительных результатах сроки последующих полных технических освидетельствований ИР, а также необходимость и объем проведения ремонтных работ устанавливаются экспертной организацией.

3.9.    Полное техническое освидетельствование ИР производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый ИР (приложение 15) в соответствии с положениями раздела 5 настоящей Инструкции. Индивидуальные программы обследования ИР разрабатываются экспертной организацией, выполняющей освидетельствование ИР, и согласовываются с руководством органа Госгортехнадзора России.

3.10.    Проведение диагностических работ при полном техническом и частичном освидетельствовании ИР разрешается после прохождения соответствующего инструктажа исполнителей работ на предприятии - владельце ИР по безопасности их проведения и при наличии наряда-допуска на проведение указанных работ.

3.11.    Полное техническое освидетельствование ИР может проводиться в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при периодическом наружном осмотре технического состояния ИР (п. 4.4) либо при частичном освидетельствовании ИР в режиме эксплуатации (раздел 6).

3.12.    Очередность и объем работ при полном техническом освидетельствовании ИР определяется настоящей Инструкцией с учетом его технического состояния и длительности эксплуатации.

Первоочередному обследованию подвергаются ИР:

выработавшие установленный проектом или предприятием-изготовителем срок эксплуатации;

при отсутствии сведений об установленном ресурсе и находящиеся в эксплуатации 10 лет и более;

при отсутствии сведений об установленном ресурсе и за время эксплуатации, подвергнутые 1000 циклам нагружения и более (под циклом нагружения подразумевается колебание уровня заполнения ИР на 50 % и более);

подвергавшиеся воздействию экстремальных нагрузок, превышающих расчетные (например, при пожаре или аварии);

при необходимости оценки остаточного ресурса по требованию предприятия-владельца.

3.13.    Специалисты, выполняющие при комплексном техническом освидетельствовании ИР работы по неразрушающему контролю, должны быть аттестованы в соответствии с установленным порядком и иметь квалификационный уровень не ниже II с правом выдачи заключения.

3.14.    Разрешается совмещать проведение полного технического освидетельствования ИР с плановыми остановочными ремонтами, при этом по согласованию с органами Госгортехнадзора России допускается увеличивать установленные сроки эксплуатации ИР до очередного полного технического освидетельствования не более чем на 6 месяцев.

4. ПЕРИОДИЧЕСКИЙ НАРУЖНЫЙ ОСМОТР ИР И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1.    Периодический наружный осмотр технического состояния ИР проводится инженерно-техническим персоналом предприятия-владельца без остановки ИР с целью визуальной оценки его технического состояния в режиме эксплуатации, своевременного обнаружения дефектов и повреждений строительных конструкций, теплоизоляции, неисправности технологического оборудования, а также принятия соответствующих мер по их устранению.

4.2.    При периодическом наружном осмотре для оценки технического состояния ИР необходимо производить осмотр его элементов в следующем порядке в установленные сроки:

показания уровнемера по месту - не реже одного раза в смену;

технологическое оборудование, фланцевые соединения, запорная и регулирующая арматура, предохранительные устройства - один раз в сутки; геодезическая съемка фундамента - один раз в полугодие;

геодезическая съемка фундамента на подтопляемых грунтах - один раз в квартал; наружная оболочка, теплоизоляция и анкерные крепления - один раз в месяц; опоры трубопроводов, металлоконструкций - один раз в месяц;

железобетонный фундамент, ограждающая железобетонная стенка - один раз в месяц.

4.3.    Результаты периодического наружного осмотра и визуальной оценки технического состояния ИР записываются в Журнал наружного осмотра, который наряду с другой документацией (п. 5.2.5) предоставляется экспертной организации во время проведения очередного полного технического освидетельствования ИР.

4.4.    Если при периодическом наружном осмотре ИР выявлены дефекты и повреждения:

9    О

раздробление и выколы бетона ростверка или железобетонной плиты фундамента на площади более 3 м2, верхней части свай - на площади более 1 м2, раскрытие трещин бетона фундамента более 1 мм;

превышение отклонений при нивелировке фундамента (либо по изменению расположения установленных для наблюдения деформационных марок или реперов) более 50 мм либо величины, предусмотренной проектом; разрушение более трех анкерных креплений;

содержание продукта в межстенном пространстве выше допустимых норм;

наличие признаков старения теплоизоляционного материала (участки обмерзания наружной поверхности стенки и крыши площадью свыше 3 м ); перелив продукта;

развитие карстовых явлений в грунтах;

величина неравномерности осадки края днища превышает величину, равную толщине листа окрайка днища;

нарушение герметичности ИР, то необходимо вывести ИР из эксплуатации и произвести его полное техническое освидетельствование в соответствии с разделом 5 настоящей Инструкции с привлечением экспертной организации.

4.5.    Решение о проведении полного технического освидетельствования ИР по результатам наружного осмотра принимается главным инженером владельца ИР в форме письменного распоряжения (приказа).

5. ПОЛНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ИР

5.1. Основные положения

5.1.1.    Полное техническое освидетельствование ИР проводится с целью оценки его технического состояния, установления остаточного ресурса и выработки рекомендаций об условиях дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, определения сроков и видов последующих освидетельствований, необходимости проведения ремонта или исключения ИР из эксплуатации.

5.1.2.    Полное техническое освидетельствование ИР проводится в соответствии с положениями раздела 3 настоящей Инструкции в такой последовательности:

анализ комплекта технической, эксплуатационной документации и предписаний органов Госгортехнадзора России; наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме; тепловизионное обследование ИР в эксплуатационном режиме;

освидетельствование технологического оборудования ИР; остановка и подготовка ИР к внутреннему обследованию; визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР;

неразрушающие методы контроля целостности внутренней оболочки ИР (акустико-эмиссионный (АЭ) контроль, ультразвуковая дефектоскопия, цветная дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия, магнитопорошковый метод, радиографический метод, вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод, метод керосиновой пробы, метод магнитной памяти металла);

определение физико-механических характеристик и химического состава металлоконструкций внутренней оболочки ИР (дюрометрический метод оценки прочности, определение фактических механических характеристик и химического состава, в том числе неразрушающим методом контроля на микропробах);

металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР (при необходимости, согласно п. 5.9.1); определение фактической геометрической формы ИР;

геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища ИР; освидетельствование тепловой изоляции ИР; освидетельствование грунтов основания и фундамента ИР; освидетельствование анкерных креплений ИР;

испытания внутренней оболочки ИР на прочность и герметичность; оценка технического состояния ИР;

расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности ИР; оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР.

5.2. Анализ технической, эксплуатационной документации ИР и предписаний органов Госгортехнадзора России

5.2.1.    Подбор и анализ технической, эксплуатационной документации ИР и предписаний органов Госгортехнадзора России проводится в целях изучения условий эксплуатации, конструктивных особенностей устройства стенки, крыши, днища, фундамента, теплоизоляционных конструкций ИР, гидрогеологического режима грунта у основания фундамента, контроля за осадками сооружения, изучения изменений и дополнений к проекту, которые необходимо учесть при проведении полного технического освидетельствования ИР.

5.2.2.    До начала выполнения работ по проведению полного технического освидетельствования ИР предприятие-владелец обязано предоставить экспертной организации комплект технической документации (проектной, исполнительной, эксплуатационной) и предписания органов Госгортехнадзора России.

5.2.3.    Проектная документация ИР должна содержать: чертежи технологической схемы обвязки с КИПиА; чертежи железобетонного фундамента;

чертежи теплоизоляционных конструкций; чертежи стальных конструкций.

5.2.4.    Исполнительная документация должна содержать: деталировочные чертежи стальных конструкций; сертификаты на поставленные стальные конструкции;

документы о согласовании отступлений от чертежей при изготовлении и монтаже металлоконструкций; журналы производства работ (строительных, теплоизоляционных, сварочных);

акты приемки скрытых работ (устройство тепловой междонной и межстенной изоляции, заделки закладных деталей и др.); паспорта, подтверждающие марку бетона, класс арматуры;

паспорта на сборные железобетонные конструкции;

документы, удостоверяющие качество теплоизоляционных материалов, сварочных электродов, применяемых при монтаже;

данные о результатах геодезических измерений (схемы нивелирования фундамента и днища ИР);

акты проверки герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки ИР;

документы о проведенном контроле качества сварных соединений;

акты приемки смонтированного технологического оборудования и трубопроводов;

акты испытания ИР на прочность и плотность (комбинированные пневмогидроиспытания);

схему и акт испытания молниезащиты и заземления ИР;

акт на приемку ИР в эксплуатацию.

5.2.5.    Эксплуатационная документация должна содержать: паспорт ИР и паспорта технологического оборудования; технологический регламент;

журнал технического обслуживания и ремонта оборудования;

журнал наружного осмотра;

сменные журналы (рапорты);

журнал оперативных распоряжений и приказов;

журнал аналитического контроля;

журнал проверки состояния систем молниезащиты, защиты от проявления статического электричества; материалы последнего полного технического освидетельствования ИР; предписания надзорных органов.

5.2.6.    В случае отсутствия паспорта ИР владелец должен восстановить его в соответствии с Инструкцией И5-94 [57].

5.2.7.    По результатам анализа технической, эксплуатационной документации ИР составляется акт, который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.3. Наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме

5.3.1.    Наружный осмотр проводится до остановки и подготовки к внутреннему осмотру ИР с целью оценки его технического состояния в режиме эксплуатации.

5.3.2.    Наружному осмотру подлежат следующие элементы ИР: железобетонный фундамент;

наружная оболочка;

технологическое оборудование, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, предохранительные и дыхательные клапаны, опоры трубопроводов, фланцевые соединения, теплоизоляция оборудования и трубопроводов; лестницы, переходные площадки, эстакады.

5.3.3.    Наружный осмотр железобетонного фундамента ИР включает: проверку геометрических размеров фундаментной плиты;

выявление мест отпотин и обмерзаний ростверка фундамента, участков выщелачивания бетона, дефектов на поверхности фундаментной плиты, сваях или колоннах;

проверку состояния узлов анкерных креплений внутреннего резервуара к фундаментной плите;

проверку состояния ограждающей железобетонной стенки, земляного обвалования и дренажной системы, наличия реперов и деформационных марок для проведения геодезического контроля фундамента.

5.3.4.    Наружный осмотр оболочки ИР включает:

выявление поврежденных мест стенки и крыши;

выявление участков обмерзания наружной поверхности стенки и крыши;

проверку целостности защитного покрытия и тепловой изоляции стенки и крыши одностенных ИР, состояния антикоррозионного покрытия поверхности наружного резервуара двустенного ИР;

проверку защиты днища ИР от попадания под окрайку атмосферных осадков.

5.3.5.    Наружный осмотр лестниц, площадок, эстакад в пределах ИР включает проверку:

состояния опорных фундаментов (выкрашивание кладки, видимое проседание, наличие трещин, отпотин, мест обмерзания и других дефектов) и узлов крепления лестниц, площадок и металлоконструкций эстакад; состояния антикоррозионного покрытия металлоконструкций; наличия и исправности ограждающих металлических конструкций.

5.3.6.    Наружный осмотр основного технологического оборудования включает проверку и выявление видимых дефектов и повреждений или иных нарушений условий безопасной эксплуатации:

компенсаторов на штуцерах, проходящих через стенку наружного резервуара двустенного ИР; фундамента и узлов крепления оборудования к фундаменту;

опорных конструкций оборудования, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры;

наличия приборов КИПиА, сохранность пломб, клейм и бирок на приборах, предохранительных и дыхательных клапанах; наличия переключающих устройств на предохранительных клапанах;

наличия стальных защитных кожухов (футляров) на участках перехода трубопроводов через ограждающую стенку; состояния химзащитного покрытия наружной поверхности технологического оборудования и трубопроводов; целостности тепловой изоляции и защитного покрытия оборудования и трубопроводов, их опознавательной окраски; наличия заглушек с «хвостовиками» на съемных участках периодически работающих трубопроводов; наличия заземления оборудования.

5.3.7.    Дефекты и повреждения, выявленные при наружном осмотре, заносятся в протокол (приложение 3), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.4. Обследование технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР в эксплуатационном режиме

5.4.1.    Обследование технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР в эксплуатационном режиме предусматривает проведение следующего комплекса работ:

тепловизионное (термографическое) обследование наружной поверхности стенки, крыши и днища ИР; определение термического сопротивления характерных зон теплоизоляционной конструкции; определение суммарного теплопритока в ИР из окружающей среды.

5.4.2.    Тепловизионное обследование наружной поверхности стенки, крыши и днища ИР проводится в целях выявления участков с нарушенными теплоизоляционными свойствами в изоляционных конструкциях.

5.4.3.    Тепловизионное обследование проводится в теплое время года, при отсутствии атмосферных осадков и температуре окружающего воздуха не ниже 10 °С и при заполненном резервуаре хранимым продуктом не менее чем на 50 %.

5.4.4. Тепловизионное обследование проводится в ночное время суток, чтобы исключить погрешности измерения, возникшие при влиянии солнечного теплового излучения. Обследование проводится не менее чем с четырех диаметрально противоположных точек, расположенных на расстоянии 50-100 м от ИР с использованием автогидроподъемников, обеспечивающих подъем аппаратуры и двух операторов на высоту 2-30 м в указанных точках.

5.4.5.    При выявлении участков нарушенной теплоизоляции проводится их повторная съемка с дополнительных точек, с достаточной детализацией нарушений.

5.4.6.    Результаты тепловизионного обследования представляются в виде теплограммы наружной поверхности ИР, которая входит в состав приложения к

РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов Стр. 9 из 53 Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.4.7.    Термическое сопротивление теплоизоляционной конструкции определяется не менее чем в четырех точках по образующей стенке, не менее чем в трех точках по образующей крыши и не менее чем в трех точках днища ИР.

5.4.8.    На участках с нарушенной теплоизоляцией организуются дополнительные точки наблюдения.

5.4.9.    Термическое сопротивление теплоизоляционных конструкций определяется расчетным путем на основании полученных теплометрических и температурных данных. Результаты расчетов входят в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.4.10.    Определение суммарного теплопритока в ИР из окружающей среды производится по интенсивности испарения хранимого продукта при работе ИР строго в режиме хранения, то есть при прекращении приема и выдачи продукта и исключении других дополнительных источников теплопритока в ИР.

5.4.11.    Определение интенсивности испарения производится по одному из следующих параметров:

по расходу газообразного продукта в линии, соединяющей ИР с холодильной установкой цикла хранения;

по расходу жидкого продукта на выходе из холодильной установки цикла хранения;

по скорости изменения давления газообразного продукта в ИР при отключенной холодильной установке.

5.4.12.    Обеспечение требуемой продолжительности работы ИР в режиме хранения зависит от эффективности теплоизоляции и определяется с учетом конкретных параметров ИР при проведении обследования.

5.4.13.    Результаты обследования технического состояния теплоизоляционных конструкций фиксируются в Заключении экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.5. Освидетельствование технологического оборудования ИР

5.5.1. Для освидетельствования технологического оборудования ИР необходимо выполнить комплекс работ в такой последовательности: проверка соблюдения норм технологического режима по показаниям КИПиА и записям в рапортах в период после предыдущего полного технического освидетельствования ИР;

выборка данных об уровне хранимого продукта в ИР по рапортам за период между полными техническими освидетельствованиями; проверка наличия третьего указателя уровня хранимого продукта в ИР;

проверка непрерывной регистрации основных параметров работы ИР с дублированием и регистрацией их на центральном пульте управления агрегатов производства хранимого продукта;

анализ данных по рапортам о давлении в газовой части ИР, температуре хранимого и поступающего в ИР продукта за период между полными техническими освидетельствованиями;

проверка наличия сигнализации предельно допустимого значения температуры продукта, поступающего в ИР, и обеспечения автоматического прекращения подачи продукта в ИР при достижении предельно допустимого значения температуры; проверка наличия и работоспособности сигнализации предельно

допустимого значения температуры в контуре термостатирования хранимого продукта;

проверка наличия и работоспособности предварительных и предаварийных сигнализаций и блокировок;

проверка наличия сигнализации верхнего и нижнего уровней хранимого в ИР продукта от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора параметров технологической среды;

проверка наличия сигнализации минимального и максимального давления газов (паров) в ИР от двух независимых датчиков; проверка наличия автоматического отключения подачи продукта в ИР при достижении в нем предельно допустимого верхнего уровня; проверка наличия автоматического отключения насоса откачки продукта из ИР при достижении в нем минимально допустимых значений давления и уровня;

проверка наличия автоматической подачи в ИР инертного газа при достижении в нем минимально допустимого давления (для поддержания рабочего давления);

проверка наличия автоматических стационарных непрерывно действующих сигнализаторов взрывоопасных концентраций газов и паров в воздухе

рабочей зоны склада;

проверка процентного содержания хранимого продукта в межстенном пространстве двустенного ИР по журналу аналитического контроля за период между полными техническими освидетельствованиями;

проверка состояния и работоспособности основного технологического оборудования (компрессоров цикла хранения, продукционных насосов, теплообменной аппаратуры, дыхательной емкости) в эксплуатационном режиме;

установление пробега компрессоров цикла хранения, продукционных насосов и газодувок с момента ввода их в эксплуатацию, случаев выхода их из строя, видов неисправностей, частоты и видов ремонта, случаев замены оборудования в процессе эксплуатации, частоты включений резервного компрессора в работу;

проверка систем автоматического включения компрессоров цикла хранения и блокировок в эксплуатационном режиме;

установление количества одновременно работающих компрессоров цикла хранения в летнее и зимнее время года в режиме хранения продукта; проверка состояния факельной установки;

проверка наличия автоматического сброса газов (паров) из ИР на факельную установку через управляемый клапан при превышении допустимого значения давления в эксплуатационном режиме;

проверка подключения газгольдера (дыхательной емкости) к межстенному пространству ИР и давления в газгольдере; контроль подпитки азотом межстенного пространства двустенного ИР, влажности азота (точка росы);

проверка по сменным журналам состояния и работоспособности запорной и регулирующей арматуры, электроклапанов отсекателей, предохранительных и дыхательных клапанов, компенсаторов двустенных ИР, трубопроводов обвязки ИР, обратных клапанов на трубопроводах, подающих хранимый продукт в ИР;

проверка демонтажа съемных участков периодически подключаемых трубопроводов (азота, пара) к штуцерам ИР или продуктопроводам с установкой заглушек перед началом проведения работ внутри ИР;

проверка наличия пломб и бирок на предохранительных и дыхательных клапанах, работоспособности блокировочных устройств, исключающих возможность одновременного закрытия запорной арматуры на рабочем и резервном клапанах;

проверка наличия и работоспособности сепараторов (с откачивающим насосом или обогревом) на общем коллекторе сбрасывающих газов с предохранительных клапанов и автоматических клапанов на факел;

проверка наличия утвержденного технологического регламента и плана локализации аварийных ситуаций; анализ нештатных ситуаций в процессе эксплуатации ИР;

проверка выполнения мероприятий по повышению безопасности эксплуатации ИР;

проверка выполнения требований действующих нормативных документов по ревизии и ремонту оборудования, дефектоскопическому контролю, контролю средств защиты и испытаний.

5.5.2. По результатам освидетельствования составляется акт проверки состояния технологического оборудования, трубопроводов, защитных устройств и средств КИПиА, который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.6. Остановка и подготовка ИР к внутреннему обследованию

5.6.1. Остановка ИР производится на основании письменного распоряжения (приказа) главного инженера предприятия-владельца или заместителя генерального директора по производству.

5.6.2.    Освобождение ИР от продукта, расхолаживание, продувка азотом и воздухом производятся согласно Инструкции по освобождению, расхолаживанию и продувке ИР при подготовке к полному техническому освидетельствованию, утвержденной главным инженером предприятия-владельца.

5.6.3.    При освобождении ИР от продукта, его расхолаживании должны приниматься меры по обеспечению скорости роста температуры стенки внутреннего резервуара не более 5 °С в час, а разность температур верха и низа внутреннего резервуара не должна превышать 30 °С.

5.6.4.    Продувка азотом ИР производится до полной замены продукта на азот с выдачей газовой смеси на факельную установку.

5.6.5.    Продувка внутренней емкости ИР воздухом производится с помощью приточно-вытяжной вентиляции до содержания объемной доли кислорода не менее 20 %, продукта хранения - не более значения предельно допустимой концентрации, указанной в таблице приложения 2.

5.6.6.    Монтаж освещения внутри ИР и электрокоммутационного оборудования производится согласно проекту, разработанному проектноконструкторским отделом предприятия-владельца.

5.6.7.    После удаления заглушки нижнего люка-лаза производится чистка днища внутренней емкости ИР от масла, твердых остатков. Указанные работы проводятся согласно действующей инструкции предприятия - владельца ИР на проведение этих работ.

5.6.8.    После выполнения вышеуказанных работ ИР считается подготовленным для проведения полного технического освидетельствования и сдается по акту предприятием - владельцем ИР экспертной организации, привлекаемой для освидетельствования.

5.6.9.    Для выполнения работ, связанных с обслуживанием и проведением неразрушающих методов контроля сварных швов вертикальных стенок внутренней оболочки ИР, производится монтаж лесов на всю высоту вертикальной стенки.

5.6.10.    Подготовка сварных швов и околошовной зоны для проведения визуального и диагностического контроля должна соответствовать требованиям РД 34.10.130-96 [58].

5.7. Визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР

5.7.1.    Визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР осуществляется с помощью оптических приборов при условии бестеневой освещенности: лупы с кратностью увеличения 7 и бинокля с кратностью увеличения 10, в целях выявления следующих наружных дефектов:

несоответствия размеров сварных швов требованиям проекта; трещин всех видов и направлений;

наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров;

пористости, брызг металла, крупной чешуйчатости; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому.

5.7.2.    Визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР проводится в такой последовательности и объемах: первый и второй пояса стенки осматриваются с помощью приставной лестницы высотой до 3 м;

остальные пояса стенки осматриваются с лесов;

крыша, штуцера и верхний люк-лаз осматриваются с применением бинокля;

днище, узел сопряжения днища со стенкой, штуцера, швы люка-лаза осматриваются с помощью лупы.

5.7.3.    Контролю с помощью лупы подвергаются все сварные швы днища и стенки с зачисткой околошовной зоны по 100 мм в каждую сторону от центра шва.

5.7.4.    Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на: равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла); местную (при охвате отдельных участков поверхности);

язвенную, точечную, питтинговую и пятнистую в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений.

5.7.5. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, измеряют штангенциркулем, специальным приспособлением с индикатором часового типа или щупом.

5.7.6.    К недопустимым дефектам основного металла и металла сварных швов относятся: трещины всех видов и направлений по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла, поры в виде сплошной сетки, перерывы в швах, незаваренные кратеры, крупная чешуйчатость, резкие переходы от наплавленного металла к основному, чрезмерное усиление шва, неполномерность шва, непровары, расположенные в сечении сварного соединения.

5.7.7.    Снижение прочности внутренней оболочки ИР, а также образование трещин в сварных швах может быть обусловлено следующими факторами: дефектами сварочно-монтажных работ;

охрупчиванием металла при низких температурах; агрессивным воздействием хранимых продуктов;

чрезмерной концентрацией напряжений вследствие дефектов формы и размеров внутренней оболочки ИР;

нарушениями правил эксплуатации.

Величина снижения прочности внутренней оболочки ИР определяется поверочными расчетами в соответствии с положениями раздела 9 настоящей Инструкции.

5.7.8.    К допустимым дефектам сварных соединений относятся:

отдельные шлаковые включения, поры или их скопления размером в диаметре не более 10 % толщины свариваемого металла, но не более 3 мм;

шлаковые включения или поры, расположенные цепочкой вдоль шва при суммарной их длине, не превышающей 100 мм на 1 м шва;

скопление газовых пор и шлаковых включений на отдельных участках шва в количестве не более 5 на 1 см площади шва при диаметре одного дефекта не более 1,5 мм;

подрезы не более 0,5 мм;

5.7.9.    Особенное внимание следует уделить участкам с наиболее вероятным образованием трещин в вертикальных и горизонтальных сварных соединениях нижних поясов стенки и в швах окрайка днища, включая сварной шов сопряжения стенки корпуса с днищем (уторный шов), в местах пересечения вертикальных и горизонтальных швов, в швах приварки штуцеров трубопровода и патрубка люка-лаза к внутренней оболочки ИР. Возможно появление трещин в сварных соединениях с выходом и без выхода на основной металл.

5.7.10.    По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности, на которых затем проводят измерения толщин ультразвуковым толщиномером.

5.7.11.    Результаты визуально-измерительного контроля оформляются протоколом (приложение 4), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.8. Неразрушающие методы контроля целостности внутренней оболочки ИР

5.8.1. Основные положения

5.8.1.1.    Решение о возможности использования разрушающего метода, а также того или иного неразрушающего метода контроля целостности внутренней оболочки ИР принимается экспертной организацией.

5.8.1.2.    Неразрушающие методы контроля при полном техническом освидетельствовании ИР применяются для выявления дефектов только внутренней оболочки ИР.

5.8.1.3. АЭ-контроль внутренней оболочки ИР, проводимый в соответствии с РД 03-131-97 [45], является основным методом, однако решение о его первоочередном применении принимается экспертной организацией по результатам анализа эксплуатационной документации и визуального осмотра ИР. Кроме того, АЭ-контроль внутренней оболочки ИР может быть использован как дополнительный метод (раздел 5.8.2. настоящей Инструкции).

5.8.1.4.    Контроль основного металла и металла сварных швов внутренней оболочки ИР традиционными неразрушающими методами контроля (ультразвуковая, цветная дефектоскопия, магнитопорошковый метод) производится по результатам проведения АЭ-контроля внутренней оболочки в местах с повышенной активностью выявленных источников АЭ (согласно п. 1.1.2.1 РД 03-131-97 [45]) в целях определения фактического местоположения дефектов, возникших в процессе монтажа и эксплуатации ИР. При этом сокращается объем традиционных неразрушающих методов контроля.

5.8.1.5.    При положительных результатах проведения АЭ-контроля целостности внутренней оболочки ИР допускается неразрушающий метод контроля по согласованию с Госгортехнадзором России (в соответствии с п. 1.1.3.3 РД 03-131-97 [45]), кроме ультразвуковой толщинометрии, не производить.

5.8.1.6.    Объем проведения традиционных неразрушающих методов контроля целостности внутренней оболочки ИР (при невозможности проведения АЭ-контроля) определяется по результатам визуального осмотра. При этом обязательными методами неразрушающего контроля являются ультразвуковая и цветная дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия.

5.8.1.7. Магнитопорошковый, радиографический, вихретоковый, вакуумный (пузырьковый) методы, метод керосиновой пробы и магнитной памяти металла являются дополнительными и рекомендуемыми методами неразрушающего контроля целостности внутренней оболочки ИР.

5.8.2. Акустико-эмиссионный контроль (АЭ-контроль)

5.8.2.1. АЭ-контроль является одним из методов неразрушающего контроля, в основе которого лежат регистрация и анализ акустических волн,

возникающих в процессе пластической деформации, структурных превращений в материале, образования и роста трещин, трения, а также истечения рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте, и предназначен для установления наличия дефектных зон и выявления поверхностных и внутренних дефектов типа трещин, непроваров, пор и т.д.

5.8.2.2.    АЭ-контроль внутренней оболочки ИР может проводиться как в рамках комплексного обследования (освидетельствования) технического состояния ИР, так и в режиме постоянного или периодического слежения (мониторинга) за состоянием внутренней оболочки ИР.

5.8.2.3.    В случае оснащения ИР мониторинговыми системами прогнозирование возможности дальнейшей эксплуатации ИР должно осуществляться исходя из сравнения фактического технического состояния в режиме реального времени с результатами комплексного обследования, предшествующего началу мониторинга.

5.8.2.4.    При проведении полного технического освидетельствования ИР может быть применен АЭ-контроль в качестве основного метода контроля при определении целостности ИР либо как вспомогательный, в задачи которого входит выявление мест (зон) расположения источников акустической эмиссии, свищей в корпусе, а также протечек в уплотнениях. В обоих случаях АЭ-контроль проводится в соответствии с требованиями и положениями РД 03-131-97 [45]. Различием в вариантах применения АЭ-контроля является характер и величина сопровождающей нагрузки на ИР. В первом варианте сопровождающей нагрузки принимается нагрузка, при которой проводится комбинированное гидропневмонагружение, во втором - при пневмонагружении давлением, равным газовому подпору. Нагружение ИР в обоих случаях выполняется согласно пп. 5.16.4 и 5.16.5 настоящей Инструкции по специально разработанной программе с обязательными промежуточными двумя, тремя выдержками по давлению в течение 10-15 мин.

Программа работ по АЭ-контролю включает организационно-технические мероприятия, проводимые заказчиком и исполнителем по подготовке к проведению и проведение работ по контролю, изложенные в п. 5.8.2.9.

5.8.2.5.    Установка преобразователей акустической эмиссии (ПАЭ) на ИР, подвергающихся гидропневмонагружению, производится на наружной стороне ИР. При гидропневмонагружении ИР в двустенном исполнении должны быть предусмотрены специальные кессоны, позволяющие осуществить установку ПАЭ на наружной поверхности внутренней оболочки ИР и исключающие воздействие на них теплоизоляционного материала (перлита). При пневмонагружении ИР допускается установка ПАЭ на внутренней поверхности внутренней оболочки ИР с выводом коммуникационных кабелей через уплотнительный узел в заглушке нижнего люка-лаза.

5.8.2.6.    Установка ПАЭ предусматривает их равномерное распределение по элементам корпуса ИР: крыше и цилиндрической оболочке. Размещение ПАЭ должно обеспечивать контроль всей поверхности контролируемого объекта. Установка ПАЭ должна осуществляться либо с лесов, либо с помощью автовышек, либо с помощью промальпинистов. Варианты расстановки ПАЭ при контроле ИР емкостью 10000 т приведены в приложении 6.

5.8.2.7.    В ряде случаев по согласованию с заказчиком допускается размещение ПАЭ только в тех областях ИР, которые определены как наиболее важные. К ним относятся: уторный шов, вертикальные монтажные швы в случае рулонной сборки (особенно при уводе кромок), а также зоны вварки штуцеров, люков-лазов и зона сопряжения корпуса ИР с крышей.

5.8.2.8.    Допускается проводить АЭ-контроль по этапам с переустановкой ПАЭ. Интервал между отдельными этапами должен быть не менее 24 часов. Число перестановок определяется возможностями используемой аппаратуры, но не должно превышать для ИР емкостью 10000 т аммиака шести при контроле только цилиндрической части внутренней оболочки ИР и девяти при контроле цилиндрической и купольной части ИР.

5.8.2.9.    Организация АЭ-контроля осуществляется на основании программы (п. 5.8.2.4), разработанной в соответствии с п. 3.9 настоящей Инструкции. Согласно программе работ должны выполняться следующие мероприятия.

5.8.2.9.1. Предоставление помещения для размещения акустико-, эмиссионной аппаратуры (при необходимости). Температура в помещении должна быть не ниже 18 °С, оно должно быть обеспечено электропитанием напряжением 220 В и мощностью не ниже 10 кВт.

5.8.2.9.2.    Обеспечение доступа к местам установки ПАЭ на объекте контроля, включая вырезку окон в теплоизоляции, установку кессонов с зачисткой поверхности внутренней оболочки ИР в местах установки ПАЭ (чистота поверхностей должна быть не хуже Rz = 40).

5.8.2.9.3. Выполнение мероприятий, обеспечивающих проведение АЭ-контроля, в том числе: удаление ремонтных рабочих на период АЭ-контроля на безопасное место от ИР, прекращение работ на близкорасположенных объектах.

5.8.2.9.4.    Строгое соблюдение изменения нагрузки на объекте контроля согласно утвержденному графику нагружения.

5.8.2.9.5. Обеспечение двусторонней связи между персоналом, выполняющим контроль, и эксплуатационным персоналом, осуществляющим изменение

нагрузки.

5.8.2.9.6. Проведение инструктажа по технике безопасности и обеспечение специалистов, проводящих АЭ-контроль, индивидуальными средствами защиты и спецодеждой.

5.8.2.10.    Требования к организациям-исполнителям и персоналу, проводящим АЭ-контроль, аппаратуре и оборудованию принимаются согласно п. 2.3 раздела 2 и разделу 3 РД 03-131-97 [45], основными из которых являются наличие лицензии Госгортехнадзора России на право проведения контроля ИР, аттестованных специалистов не ниже II уровня, имеющих опыт работы в области акустико-эмиссионного контроля не менее пяти лет, а также использование при контроле многоканальной (не ниже 12 каналов) и многопараметрической акустико-эмиссионной аппаратуры, обеспечивающей как оперативную обработку и отображение информации в режиме реального времени, так и обработку, отображение и вывод на периферийные устройства для документирования накопленных в течение испытания данных после окончания испытания.

5.8.2.11.    Проведению АЭ-контроля предшествуют разработка локационных схем и определение типа антенных групп. Количество и тип антенных групп определяются конструкцией и схемой монтажа ИР - полистовая либо рулонная сборка. Основное внимание должно быть уделено зоне уторного шва, вертикальным монтажным швам в случае рулонной сборки, а также зонам вварки штуцеров, люков-лазов и зоне сопряжения корпуса ИР с крышей.

5.8.2.12.    В случае многоканальной локации расстояние между ПАЭ выбирают таким образом, чтобы сигнал от имитатора АЭ, расположенного в любом месте контролируемой зоны, обнаруживался тем минимальным количеством преобразователей, которое требуется для расчета координат.

5.8.2.13.    Для выбора расстояния между ПАЭ производят измерение затухания, при этом выбирают представительную часть объекта без патрубков, проходов и т.д., устанавливают ПАЭ и перемещают (через 0,5 м) имитатор АЭ по линии в направлении от ПАЭ на расстояние до 3 м.

5.8.2.14.    В качестве имитатора АЭ рекомендуется использовать пьезопреобразователь либо излом стержня карандаша (имитатор Су-Нильсена) диаметром 0,3-0,5 мм твердостью 2Н (2Т), с углом наклона стержня приблизительно 30° к поверхности, стержень выдвигают на 2,5 мм.

5.8.2.15.    Расстояние между ПАЭ при использовании зонной локации задают таким образом, чтобы сигнал имитатора АЭ регистрировался в любом месте контролируемой зоны хотя бы одним ПАЭ и имел амплитуду не меньше заданной.

5.8.2.16.    Как правило, разница амплитуд имитатора АЭ при расположении его вблизи ПАЭ и на краю зоны не должна превышать 20 дБ.

5.8.2.17.    Максимальное расстояние между ПАЭ не должно превышать расстояния, которое в 1,5 раза больше порогового. Последнее определяют как расстояние, при котором амплитуда сигнала от имитатора АЭ равна пороговому напряжению.

5.8.2.18.    Измерение скорости звука, используемое для расчета координат источников АЭ, производят следующим образом.

5.8.2.18.1.    Имитатор АЭ располагают вне групп ПАЭ на линии, соединяющей ПАЭ, на расстоянии 10-20 см от одного из них.

5.8.2.18.2.    Проводя многократные измерения (не менее 5), для разных пар ПАЭ определяют среднее время распространения. По нему и известному расстоянию между ПАЭ вычисляют скорость распространения сигналов АЭ.

5.8.2.19.    Проверку работоспособности АЭ системы выполняют тотчас после установки ПАЭ, а также после проведения испытаний. Проверку выполняют путем возбуждения акустического сигнала имитатором АЭ, расположенным на определенном расстоянии от ПАЭ в соответствии с требованиями п. 4.2 РД 03-131-97 [45].

5.8.2.20.    Анализ шумов и принятие мер по уменьшению их влияния на результаты контроля принимаются согласно п. 4.4 РД 03-131-97 [45].

5.8.2.21.    После выполнения подготовительных и настроечных работ производят нагружение ИР в соответствии с требованиями п. 5.8.2.4 настоящей Инструкции и п. 4.3 РД 03-131-97 [45].

5.8.2.22. Требования, изложенные в пп. 5.8.2.10-5.8.2.20, используются для создания «Технологии проведения АЭ-контроля внутренней оболочки ИР», являющейся методическим документом проведения контроля.

5.8.2.23.    Накопление и обработка результатов АЭ-контроля осуществляются в соответствии с требованиями п. 5 РД 03-131-97 [45].

5.8.2.24.    Оценка результатов АЭ-контроля при пневмогидронагружении осуществляется в соответствии с требованиями п. 6 РД 03-131-97 [45].

5.8.2.25.    При положительной оценке технического состояния объекта по результатам АЭ-контроля или отсутствии зарегистрированных источников АЭ применение дополнительных неразрушающих методов контроля не требуется. Если интерпретация результатов АЭ-контроля неопределенна, рекомендуется использовать дополнительные неразрушающие методы контроля.

5.8.2.26.    При оценке результатов акустико-эмиссионного контроля в случае пневмонагружения рекомендуется пользоваться следующими

РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов    Стр. 15 из 53

критериальными параметрами (табл. 1).

Таблица 1

Тип зоны

Амплитуда, дБ

Энергия

Число импульсов на канал

Зоны, свободные от дефектов (соответствует АЭ-источникам I класса)

40-50

20-50

0-30

Зоны с дефектом (поверхностные трещины, непровары, поры и т.п. - соответствуют АЭ-источникам II-III класса)

55-75

50-3000

> 30

5.8.2.27. Результаты АЭ-контроля оформляются протоколом (приложение 5),

который входит в

состав приложения

к Заключению экспертизы

промышленной безопасности ИР.

5.8.3. Обязательные и дополнительные методы дефектоскопии основного металла и металла сварных швов внутренней оболочки ИР

5.8.3.1.    Обязательными традиционными неразрушающими методами контроля сварных швов и основного металла внутренней оболочки ИР (при невозможности проведения АЭ-контроля согласно п. 5.8.1.6) являются:

ультразвуковая дефектоскопия (УЗД);

цветная дефектоскопия.

5.8.3.2.    Ультразвуковая дефектоскопия проводится в соответствии с ГОСТ 14782-86 [7], ОСТ 26-2044-83 [59] и обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла. При ультразвуковой дефектоскопии определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

5.8.3.3.    Объем работ по проведению контроля ультразвуковой дефектоскопией указан в табл. 2.

5.8.3.4.    Ширина контролируемой зоны должна быть не менее 100 мм на каждую сторону от оси шва.

Таблица 2

№ п/п

Наименование зоны контроля

Объем контроля, %

1

Сварные швы днища

100

2

Нижний уторный шов

100

3

Вертикальные и горизонтальные сварные швы стенки внутренней оболочки до 10 м по высоте

100

4

Вертикальные и горизонтальные сварные швы стенки внутренней оболочки свыше 10 м по высоте для всех одностенных ИР, а также для двустенных ИР с хранением аммиака, этилена и пропилена

50

5

Вертикальные и горизонтальные сварные швы стенки внутренней оболочки свыше 10 м по высоте для двустенных ИР с хранением пропана, бутана и широкой фракции легких углеводородов

30

6

Сварные швы в местах врезки люков и патрубков

100

7

Сварные швы и зоны в местах с дефектами

Места с дефектами

5.8.3.5.    Перед началом УЗД сварных соединений изготовляются эталоны сварных соединений для настройки дефектоскопа и пьезоэлектрических преобразователей. Результаты УЗД заносятся в протокол (приложение 7), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.8.3.6.    Цветная дефектоскопия проводится в соответствии с ГОСТ 18442-88 [8], ОСТ 26-5-88 [5] и позволяет обнаружить поверхностные дефекты, главным образом трещины, в различных сварных соединениях.

5.8.3.7.    Цветная дефектоскопия проводится в тех же объемах, что и УЗД (табл. 2, п. 5.8.3.3), за исключением уторного шва.

5.8.3.8.    Ширина зоны контроля для проведения цветной дефектоскопии должна быть не менее 100 мм в каждую сторону от оси сварного шва.

5.8.3.9.    Осмотр контролируемой поверхности после нанесения проявителя должен осуществляться дважды: через 5 мин после высыхания проявителя (предварительный контроль) и через 20 мин после высыхания проявителя (окончательный контроль) с применением лупы 10-кратного увеличения.

5.8.3.10.    Для контроля сварных швов рекомендуется применять комплекты типа ЦАН, позволяющие выявить дефекты с шириной раскрытия до 1 мкм.

Результаты контроля оформляются протоколом (приложение 8), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

Примечание. Цветная дефектоскопия должна выполняться перед проведением УЗД. Обратный порядок контроля не допускается.

5.8.3.11.    Для контроля основного металла и металла сварных швов внутренней оболочки ИР используются следующие дополнительные неразрушающие методы контроля:

магнитопорошковый метод (выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 21105-87 [4]);

радиографический метод (выполняется в соответствии с ГОСТ 7512-82 [52]);

вакуумный (пузырьковый) метод (выполняется в соответствии с ГОСТ 3242-79 [9]);

вихретоковый метод (выполняется в соответствии с ГОСТ 24289-80 [10]);

метод керосиновой пробы (выполняется в соответствии с ГОСТ 11128-65 [11]).

5.8.3.12.    Дополнительные методы неразрушающего контроля не заменяют обязательные и выполняются для дополнительного подтверждения дефектов, выявленных обязательными методами.

5.8.3.13.    Результаты, полученные при использовании дополнительных неразрушающих методов контроля, оформляются протоколом (пример протокола магнитопорошкового контроля см. в приложении 9), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.8.3.14.    Все дефекты, превышающие допустимые размеры, наносятся на схему сварных соединений внутренней оболочки ИР, после чего принимается решение о работоспособности поврежденных участков основного металла или сварного шва и необходимости их ремонта.

5.8.3.15.    Для выполнения работ, связанных с применением неразрушающих методов контроля, предусмотренных настоящей Инструкцией при проведении полного технического обследования ИР, допускаются дефектоскописты, прошедшие теоретическое и практическое обучение и имеющие удостоверение с квалификацией не ниже II уровня.

5.8.4. Метод магнитной памяти металла (ММП контроль)

5.8.4.1.    ММП контроль, основанный на измерении поля остаточной намагниченности (Нр), является рекомендуемым неразрушающим методом контроля целостности внутренней оболочки ИР и проводится в соответствии с Методикой экспресс-диагностики сосудов и аппаратов с использованием магнитной памяти металла [6] и применяется для оценки напряженно-деформированного состояния ИР с учетом неоднородности структуры металла. При ММП контроле используется эффект магнитной памяти металла к зонам действия максимальных рабочих нагрузок. ММП контроль не требует специальной подготовки поверхности металла.

5.8.4.2.    ММП контролем допускается проводить до 30 % работ по неразрушающему контролю (табл. 2, п. 5.8.3.3) либо все работы по контролю сварных швов стенки внутренней оболочки ИР на высоте свыше 10 м (табл. 2, п. 5.8.3.3).

5.8.4.3.    ММП контроль осуществляют два оператора. Один оператор выполняет сканирование датчиками, другой оператор следит на экране прибора за изменениями измеряемого параметра. В отдельных случаях допускается ММП контроль осуществлять одним оператором.

5.8.4.4.    Зоны ММП контроля основного металла и сварных соединений разбиваются на несколько участков. Рекомендуемая длина каждого участка 4-5 м. Длина участка может быть увеличена для ускорения контроля, но при этом дискретность записи (расстояние между фиксируемыми точками контроля) увеличивается. Разбиение зон ММП контроля на несколько участков делается для выполнения записи измерений в блок памяти прибора. Условное обозначение (кодирование) участков производится на клавиатуре прибора в виде нескольких цифр. При этом рекомендуется первой цифрой (или двумя первыми цифрами) обозначать порядковый номер зоны ММП контроля. Например, код 112 означает номер зоны ММП контроля 11, участок 2.

5.8.4.5.    При обнаружении скачкообразного изменения знака и величины Нр на поверхности контролируемого участка мелом или краской делается отметка. Затем производится запись результатов контроля в блок памяти прибора.

5.8.4.6.    Направление сканирования должно быть одинаковым для всех контролируемых зон ММП контроля. Начало и направление сканирования, а также условная разбивка зон ММП контроля на участки обозначаются на формуляре ИР с целью дальнейшей обработки результатов контроля. По результатам контроля каждой намеченной зоны ММП контроля выявляются зоны максимальной концентрации напряжений, которые характеризуются

максимальным градиентом величины | АНр | по длине контролируемого участка L

5.8.4.7.    Компьютерная система обработки данных в сочетании с двухканальным датчиком автоматически определяет значение измеряемого градиента магнитного поля | АНр | /ALK - и фиксирует на экране его графическое изображение.

5.8.4.8.    После выполнения контроля всех участков основного металла и сварных швов рекомендуется произвести контроль в зонах концентрации напряжений на предмет выявления в них возможных дефектов методом УЗД. Наиболее опасным для развития повреждения сварного шва является совпадение зон концентрации напряжений от дефектов сварки (непровары, шлаковые включения, смещение кромок и т. д.) с концентрацией напряжений в этом месте от рабочих нагрузок.

5.8.4.9.    По результатам контроля методом магнитной памяти на формуляре ИР строятся эпюры распределения величины Нр по всем проконтролированным участкам, указываются зоны максимальной концентрации напряжений. Далее производится анализ напряженно-деформированного состояния ИР.

5.8.5. Ультразвуковая толщинометрия внутренней оболочки ИР

5.8.5.1.    Ультразвуковая толщинометрия производится для выявления возможного уменьшения толщины элементов внутренней оболочки ИР в целях определения скорости коррозионного или коррозионно-эрозионного износа.

5.8.5.2.    Ультразвуковая толщинометрия элементов внутренней оболочки ИР проводится в соответствии с ГОСТ 28702-90 [12] с помощью ультразвуковых толщиномеров отечественного и зарубежного производства, позволяющих измерять толщину в интервале 0,6-1000 мм с точностью до 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до + 40 °С и отвечающих требованиям ГОСТ 28702-90 [12].

5.8.5.3.    Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании визуального контроля внутренней поверхности и в зависимости от длительности эксплуатации. Для оценки толщины металла внутренней оболочки ИР за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки измерений, обозначив их несмываемой краской.

5.8.5.4.    Толщина листов днища измеряется по двум взаимно перпендикулярным направлениям (не менее 50 мм от края и посредине каждого листа) с количеством замеров не менее пяти на каждом листе. Замерам подвергаются 50 % листов днища (выборочно).

5.8.5.5.    Листы вертикальной стенки и окрайков днища измеряются по двум взаимно перпендикулярным направлениям с количеством замеров не менее пяти на каждом листе, а в местах с явной коррозией от 8 до 10.

5.8.5.6.    Поверхность металла внутренней оболочки ИР в точках измерений должна быть зачищена до шероховатости Rz = 40 по ГОСТ 2789-73 [13], диаметр контактного пятна не менее 30 мм.

5.8.5.7.    Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются в виде протокола с приложением схемы расположения точек измерений на развертке внутренней оболочки (приложение 10, 11), которые входят в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.9. Определение физико-механических характеристик и структурного состояния материала внутренней оболочки ИР

5.9.1. Дюрометрический метод оценки характеристик прочности материала внутренней оболочки ИР

5.9.1.1.    Дюрометрический метод используется для определения по измеренным значениям твердости характеристик прочности: предела текучести и временного сопротивления.

5.9.1.2.    Твердость стали по методам Виккерса или Бринелля на стационарных твердомерах устанавливают в соответствии с ГОСТ 2999-75 [14] и ГОСТ 9012-59 [15] соответственно. Минимальные размеры проб и требования к подготовке поверхности металла приведены в ГОСТ 2999-75 [14] и ГОСТ 9012-59 [15].

5.9.1.3.    Допускается измерение твердости проводить непосредственно на объекте переносными твердомерами статического или динамического типа по ГОСТ 22761-77 [16] и ГОСТ 18661-73 [17] соответственно. Применение твердомеров других типов разрешается при условии обеспечения необходимой точности измерений.

5.9.1.4.    Требования к качеству зачистки поверхности, размеру и приварке зачищаемой площадки устанавливают в соответствии с техническим

паспортом используемого твердомера. При измерении твердости основного металла зачищаемая площадка должна располагаться на расстоянии не менее 100 мм от сварного шва и не далее 300 мм от места отбора пробы.

5.9.1.5.    Количество замеров твердости на пробу или точку должно быть не менее трех при использовании стационарных твердомеров, исключая случай существенного (более 10 %) рассеяния значений твердости и обнаружения с помощью переносных твердомеров аномально низких или аномально высоких значений твердости.

5.9.1.6.    При существенном рассеянии значений твердости количество измерений увеличивается до 9 на точку.

5.9.1.7.    В качестве характеристики твердости стали принимается среднеарифметическое значение твердости, полученной по результатам замеров в соответствии с требованиями пп. 5.9.1.5 и 5.9.1.6 настоящей Инструкции.

5.9.1.8.    При обнаружении аномально низких или аномально высоких значений твердости устанавливают форму и размер этой области аномальной твердости. Количество замеров устанавливают специалисты, проводящие измерения.

5.9.1.9.    Предел текучести низколегированных сталей в интервале от 20 до 45 кгс/мм рассчитывается по результатам химического и количественного металлографического анализа по формуле

где оо - напряжение трения решетки a-железа, для настоящего расчета принимается равным 30 МПа;

оп - напряжение за счет упрочнения стали перлитом, сп = 2,4П, МПа, здесь П - процент перлитной составляющей;

Аот р - напряжение за счет упрочнения твердого раствора легирующими элементами, устанавливаемое по величине их концентрации Cj - в % по массе легирующих элементов в a-железе (феррите);

Аот.р. = 4670CC + N + 33 CMn + 86CSi + 31 CCr + 30CNi + 11СМо + 60СА1 + 39ССи +690Ср + 3 Cv + 82CTi, МПа; АОду - напряжение за счет упрочнения стали дисперсными частицами:

(здесь G = 8,4-104 МПа - модуль сдвига;

-7

b = 2,5-10 мм - вектор Бюргерса;

D - размер (диаметр) дисперсных упрочняющих частиц, мм;

1 - межчастичное расстояние, мм);

АОд - напряжение за счет упрочнения дислокациями, оценивается по плотности дислокаций р:

Аод = 5Gbp1/2;

d - средний условный диаметр зерна феррита, определяемый по ГОСТ 5639-82 [18];

Ку = 20 МПа-мм1/2.

5.9.1.10. Временное сопротивление стали рассчитывается по соотношению

ов = 0,34НВ или ов = 0,34(HV).

Для исследуемого класса сталей значения твердости по Виккерсу (HV) и Бринеллю (НВ) принимаются совпадающими.

5.9.1.11. Полученные значения предела текучести и временного сопротивления оформляются заключением, которое входит в состав приложения к общему Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.9.2. Определение фактических механических характеристик и химического состава материала внутренней оболочки ИР

5.9.2.1.    Определение химического состава стали проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 22536.0-87-ГОСТ 22536.12-87, ГОСТ 22536.14-87 [19], титриметрическим, спектральным или другими методами, обеспечивающими необходимую точность химического анализа.

5.9.2.2. Химический анализ стали проводят после зачистки поверхности металла (пробы) до металлического блеска, исключающей искажение результатов анализа состава металла.

5.9.2.3.    При интерпретации результатов химического анализа допускаемые отклонения содержания легирующих элементов в готовом прокате учитывают согласно техническим требованиям к низколегированным сталям (ГОСТ 27772-88 [20], ГОСТ 380-94 [21] и др.).

5.9.2.4.    В случае обнаружения аварийных дефектных мест внутренней оболочки ИР, а также после пожара и стихийных бедствий по решению экспертной организации проводится комплексная оценка физико-механических свойств металла различных зон сварных соединений.

5.9.2.5.    При комплексной оценке физико-механических свойств основного металла и металла различных зон сварных соединений производится вырезка массивной заготовки в виде круга диаметром 300 мм, содержащей сварной шов.

5.9.2.6.    Вырезку металла необходимо проводить из наиболее нагруженных мест, удобных для последующего ремонта.

5.9.2.7. На вырезанную заготовку наносится маркировка (номер ИР и пояса), направление прокатки, расположение и характер (вертикальный, заводской, монтажный) шва, указывается внутренняя и внешняя поверхность.

5.9.2.8.    Для определения степени повреждения металла под воздействием эксплуатационных факторов и оценки механических свойств металла допускается проводить отбор микропроб размером (1,2 - 1,5)х(5 - 10)х(15 - 25) мм с наибольшим сечением рабочей части не менее 3 мм .

5.9.2.9.    Микропробы отбираются с внутренней поверхности внутренней оболочки ИР механическим (скол, срез) электроэрозионным или иным способом, обеспечивающим получение микропробы требуемых размеров без деформации металла.

5.9.2.10.    При выполнении п. 5.9.2.9 рекомендуется отбор микропроб проводить на трех уровнях: в жидкой фазе, газовой фазе и в зоне переменного смачивания. На каждом уровне микропробы отбираются от основного металла и металла шва и (или) околошовной зоны вертикального шва.

5.9.2.11.    Количество проб и места их отбора устанавливаются экспертной организацией в зависимости от степени повреждения внутренней оболочки ИР, выявленной при проведении обследования.

5.9.2.12.    Места отбора микропроб подвергаются механической зачистке до устранения концентраторов напряжений.

5.9.2.13.    При вырезке массивной заготовки определяют механические свойства при растяжении (предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение) и ударную вязкость, а также проводят металлографический анализ в целях выявления повреждения (деградации) структуры и наличия микротрещин. При полном техническом освидетельствовании ИР, испытывающих в процессе эксплуатации малоцикловое нагружение, проводят испытания на малоцикловую усталость по ГОСТ 25859-83 [22].

5.9.2.14.    Количество образцов и температуры испытаний устанавливаются экспертной организацией, проводящей полное техническое освидетельствование, с учетом требований ГОСТ 7564-73 [23].

Испытания на статическое растяжение и ударную вязкость проводят по ГОСТ 1497-84 [24] и ГОСТ 9454-78 [25] соответственно.

5.9.2.15.    Полученные фактические механические характеристики и результаты химического состава материала внутренней оболочки ИР оформляются заключением, которое входит в состав приложения к общему Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.10. Металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и

материала сварных швов внутренней оболочки ИР

5.10.1. Металлографические и электронно-фрактографические исследования проводятся в случае визуального обнаружения трещиноподобных поверхностных дефектов, щелевой и точечной коррозии, возникших в процессе эксплуатации, при выявлении мест с повышенной активностью источников

АЭ после проведения АЭ-контроля, при обнаружении дефектов после проведения ультразвуковой и цветной дефектоскопии (либо другими неразрушающими методами контроля), а также для ИР с хранением аммиака, этилена и пропилена.

5.10.2.    Металлографические исследования проводятся с целью оценки качества стали и установления факта изменения структуры металла и причины его трещинообразования под воздействием эксплуатационных факторов.

5.10.3.    Для проведения металлографических исследований могут быть использованы как разрушающие, так и неразрушающие методы контроля.

5.10.4.    Проведение металлографических исследований неразрушающим методом контроля осуществляется методом «реплик».

5.10.5. При использовании разрушающего метода контроля используют шлифы, изготовленные из вырезок, или микропробы, размеры которых приведены в пп. 5.9.2.5 и 5.9.2.8 соответственно.

5.10.6.    Исследования структуры стали с применением методов количественной металлографии проводятся в соответствии с ГОСТ 5639-82 [18] и ГОСТ 5640-82 [26].

5.10.7. Электронно-фрактографические исследования проводятся в целях определения степени охрупчивания (повреждения) металла различных зон сварного соединения и установления причин его трещинообразования.

5.10.8. Изломы для электронно-фрактографического анализа получают при испытаниях стандартных ударных образцов (ГОСТ 9454-78 [25]) при отрицательных температурах, обеспечивающих наличие на поверхности разрушения «хрупкого квадрата», или при разрушении микропроб, предварительно охлажденных в жидком азоте для получения хрупкого излома. В обоих случаях следует предусмотреть меры по предотвращению коррозионных повреждений при отогреве и сушке изломов.

5.10.9.    Выбор оборудования для проведения электронно-фрактографического анализа и определения доли межзеренной составляющей

осуществляется в соответствии с методическими указаниями МР 5-81 [27].

5.10.10. Степень межзеренного охрупчивания металла, вызванное ослаблением границ зерен из-за наводороживания, сульфидного и хлоридного растрескивания и иных неблагоприятных процессов, определяется по величине прироста доли межзеренного разрушения AFM в хрупком изломе.

5.10.11.    Суммарная степень АТ^ охрупчивания стали, включающая внутризеренное охрупчивание, вызванное наклепом внутренних объемов зерен, и

межзеренное, обусловленное ослаблением границ зерен, в процессе эксплуатации устанавливается на основании результатов дюрометрического и электронно-фрактографического анализа по соотношению

АТК = А + ВAFм + САНУ,

где А - принимается равной 10 °С для основного металла и 20 °С для металла сварного шва и околошовной зоны;

В = 100 °С, С = 0,6 °С/МПа; АНУ = НУэ - НУи (твердость стали после эксплуатации НУэ и в исходном состоянии НУи соответственно);

AFм = F^ - F-^и (приведенная доля межзеренной составляющей после эксплуатации F'мэ и в исходном состоянии F^y соответственно).

5.10.12.    В качестве параметра величины степени охрупчивания стали оболочки (основного металла и металла сварного шва) под воздействием эксплуатационных факторов принимается наибольшее значение из всех исследованных проб для каждой из зон сварного соединения.

5.10.13.    Полученные результаты металлографических и электронно-фрактографических исследований структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР оформляются заключением, которое входит в состав приложения к общему Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.11. Определение фактической геометрической формы ИР

5.11.1.    Проверка геометрической формы проводится в целях определения фактической формы внутренней оболочки ИР, выявления отклонений от проекта и соответствия их требованиям СНиП 3.03.01-87 [28].

5.11.2.    Проверку отклонений образующих стенки внутренней оболочки ИР определяют с помощью отвеса и мерной линейки не менее чем по восьми осям и не реже чем через 6 м по периметру. Замеры проводятся на расстоянии 50 мм ниже горизонтального шва и посредине каждого пояса.

Предельные отклонения от вертикали образующих стенки внутренней оболочки ИР приведены в табл. 3.

5.11.3. Для верхнего пояса при 20 % замеренных образующих допускаются отклонения ± 120 мм.

Таблица 3

Объем резервуара, м3

Предельные отклонения от вертикали, мм

Номера поясов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

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

5.11.4.    Предельные отклонения образующих стенки внутренней оболочки ИР от вертикали (табл. 3) даны для листов шириной 1,5 м.

5.11.5.    Для ИР, изготовленных из листов шириной более 1,5 м, предельные отклонения приведены в табл. 4, которые получены интерполяцией данных табл.3.

Таблица 4

Объем резервуара, м3

Предельные отклонения от вертикали, мм

Номера поясов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

5000

+20

+30

+40

+50

+57

+62

+67

+72

+77

+80

-

-

10000-20000

+25

+35

+45

+55

+65

+72

+77

+82

+87

+90

+95

+100

30000-50000

+35

+45

+55

+66

+72

+77

+82

+87

+90

+95

+95

+100

5.11.6.    Указанные в табл. 3 и 4 предельные отклонения образующих стенки внутренней оболочки ИР от вертикали должны удовлетворять 75 % проведенных замеров. Для остальных 25 % замеров допускаются предельные отклонения на 30 % больше с учетом геометрии листов стенки ИР.

5.11.7.    Проверку отклонения от цилиндрической формы внутренней оболочки ИР определяют не менее чем по восьми осям и шести высотам через каждые 200 мм высоты стенки. Разность между длинами двух взаимно перпендикулярных диаметров, измеренных на уровне днища, не должна превышать 0,002 проектного диаметра ИР.

5.11.8.    Результаты замеров отклонений от вертикали образующих стенки, а также отклонений от цилиндрической формы внутренней оболочки ИР заносятся в таблицу протокола проверки геометрической формы ИР (приложение 12). Протокол входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.12. Геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища ИР

5.12.1.    Неравномерность осадки может возникнуть в процессе эксплуатации ИР в результате деформации теплоизоляционных конструкций днища от воздействия собственного веса внутренней оболочки ИР, веса хранимого в нем продукта и давления газов над жидкостью, от температуры продукта и температуры окружающей среды, а также от деформации основания.

5.12.2.    Измерение неравномерности осадки фундамента необходимо выполнять нивелированием по классу точности II в абсолютных отметках.

5.12.3.    Замеры необходимо выполнять от опорных глубинных реперов, количество которых должно быть не менее трех.

5.12.4.    При проведении нивелировки фундаментной плиты необходимо установить марки через каждые 6 м по ее окружности и не менее двух марок в центре.

5.12.5.    Наблюдения за деформациями основания и оформление результатов необходимо производить в соответствии с требованиями Руководства по наблюдениям за деформациями оснований и сооружений, НИИОСП, 1975 г. [29].

5.12.6.    Горизонтальность днища наружной емкости ИР (по наружным окрайкам днища или по верху первого пояса) проверяют нивелированием не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м. Отсчет необходимо вести от глубинного репера.

5.12.7.    Отклонения от горизонтальности днища наружной металлической емкости незаполненного ИР не должны превышать для двух соседних точек ±20 мм, для диаметрально противоположных точек ±50 мм. Отклонения при заполненном ИР не должны превышать ±40 мм для двух соседних точек и ±80 мм для диаметрально противоположных точек.

5.12.8.    Горизонтальность днища внутренней емкости ИР проверяется нивелированием не менее чем по восьми осям и не реже чем через 6 м. Замеры проводятся внутри ИР по следующим контурам днища:

по периметру сварного шва узла сопряжения стенки с днищем;

по периметру - на 5 м от стенки;

по периметру - на 10 м от стенки;

в центре днища.

5.12.9.    Разность отметок по контурам отсчитывается относительно отметки центра днища, принимаемой за ±0,000 и не должна превышать:

для двух соседних точек по периметру (6 м) сварного шва узла сопряжения стенки с днищем для ИР: объемом от 5000 до 20000 м3 - 15 мм, объемом от 20 000 до 50 000 м3 - 30 мм;

для диаметрально противоположных точек по периметру сварного шва узла сопряжения стенки с днищем для ИР: объемом от 5000 до 20000 м3 - 45 мм, объемом от 20000 до 50000 м3 - 60 мм.

5.12.10.    Неравномерность осадки края днища определяют нивелированием в месте сопряжения его со стенкой ИР, измеренной на расстоянии 300 мм вдоль радиуса днища. Отклонение при этом не должно превышать величины, равной толщине листа окрайка днища.

5.12.11.    Неровности днища ИР (хлопуны и вмятины) определяют с помощью нивелира. Высоту хлопуна замеряют по пяти точкам при площади хлопуна

2 2 2 м и по восьми точкам при площади хлопуна 5 ми более.

2 2

5.12.12.    Высота хлопуна на днище не должна превышать 50 мм при площади хлопуна 2 ми 150 мм при площади 5 ми более.

5.12.13.    Все выявленные хлопуны наносят на карту раскроя днища с координатами их привязки. Участки днища с высотой хлопунов, превышающей допустимые величины, а также места, где обнаружены резкие переломы поверхности листов, должны быть отмечены краской и подлежат исправлению.

5.12.14.    Неравномерность осадки ИР определяется сравнением результатов замеров предыдущего и настоящего нивелирования верхней фундаментной плиты и днища ИР. Неравномерность осадки ИР не должна превышать 3 мм или величины, указанной в проекте.

5.12.15.    Если в результате нивелирования разность отметок превышает допустимые величины, то необходимо проверить зазоры между упорными и закладными пластинами не менее чем на четырех взаимно противоположных анкерах ИР.

5.12.16.    Для проверки зазоров между пластинами выбираются анкеры с максимальными отклонениями по результатам нивелирования.

5.12.17.    В случае образования зазора между упорной и закладной пластиной анкера необходимо устранить его установкой подкладных пластин на величину зазора с обваркой пластин по периметру.

5.12.18.    Результаты нивелировки днища и фундамента ИР оформляются протоколом геодезических измерений (приложение 13), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.13. Освидетельствование тепловой изоляции ИР

5.13.1.    Для предварительной оценки технического состояния тепловой изоляции ИР проводится тепловизионное обследование в эксплуатационном режиме (п. 5.4) в целях выявления участков с нарушенными теплоизоляционными свойствами, а также визуальный осмотр наружной поверхности стенки, крыши и нижней поверхности фундаментной плиты.

5.13.2.    Для определения физико-механических свойств тепловой изоляции ИР производится отбор проб теплоизоляционных материалов из конструкций.

5.13.3.    Пробы отбираются не менее чем в трех точках по высоте стенки и в двух точках по крыше ИР преимущественно на участках обмерзания наружной поверхности стенки и крыши, если таковые выявлены при визуальном осмотре.

5.13.4.    В двустенных ИР с засыпкой перлитовым песком определяется его влажность, средняя, насыпная плотность, зерновой состав и степень уплотнения в соответствии с требованиями ГОСТ 17177-87 [30].

5.13.5.    Для отбора проб перлитового песка к стенке наружной емкости ИР привариваются лючки диаметром 70 мм в количестве трех штук по высоте стенки.

5.13.6.    В одностенных ИР с пенопластовой тепловой изоляцией стенки и крыши определяются влажность, средняя плотность, водопоглощение и наличие признаков старения теплоизоляционного материала, а также техническое состояние защитного покрытия.

5.13.7.    Отбор проб теплоизоляционного материала днища (пеностекла, перлитобетона) для определения его влажности производят на участках с нарушенными теплоизоляционными свойствами и дефектами бетона в фундаментной плите путем горизонтального выбуривания через стенку наружной емкости ИР.

5.13.8.    В одностенных ИР выбуривание производят через торцевую часть фундаментной плиты на расстоянии 0,1-0,15 м ниже верха плиты.

5.13.9.    Пробы теплоизоляции днища отбираются не менее чем в трех-четырех точках по периметру. Глубина выбуривания - 2,5- 3,0 м от наружной стенки (или от торцевой части фундаментной плиты одностенного ИР), привязка по вертикали 0,05-0,1 м от фундаментной плиты.

5.13.10.    В случае если фактическая влажность теплоизоляционных материалов превышает проектное значение, необходимо произвести отбор образцов теплоизоляционного материала через окна, вырезанные в днище ИР, для определения прочностных свойств материала. Минимальный размер окна должен быть 400x500 мм. С учетом размера люка-лаза размер окна может быть изменен. Окна привязываются с учетом расположения сварных швов и хлопунов в днище.

5.13.11.    После вскрытия днища (вырезки окна) производят послойный отбор образцов теплоизоляционных материалов с описанием толщины слоев, наличия влажных пятен и признаков разрушения.

5.13.12.    Отобранные образцы передаются в лабораторию для определения их плотности, влажности и предела прочности на сжатие в соответствии с требованиями гОсТ 17177-87 [30].

5.13.13.    По результатам исследования определяется соответствие фактических физико-механических свойств материалов теплоизоляции днища проектным требованиям.

5.13.14.    Результаты освидетельствования теплоизоляции ИР оформляются заключением с приложением результатов лабораторных исследований, схем привязки мест отбора проб, а также описанием фактической конструкции теплоизоляции днища в случае его вскрытия. Заключение входит в состав приложения к общему Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.14. Освидетельствование грунтов основания и фундамента ИР

5.14.1.    Техническое освидетельствование грунтов основания и фундамента выполняется в целях определения их фактического состояния и условий дальнейшей безопасной эксплуатации ИР.

5.14.2.    Техническое освидетельствование грунтов основания производится в специально откопанных шурфах (шурфы для освидетельствования фундаментов - см. п. 5.14.6) и включает следующее:

изучение инженерно-геологических условий;

отбор образцов грунта основания в откопанных шурфах и определение его физико-механических характеристик;

химический анализ водной вытяжки грунта из откопанных шурфов.

5.14.3. Физико-механические характеристики образцов грунта основания, а также химический анализ водной вытяжки грунта производятся в лабораторных условиях специализированной организации. Механические характеристики грунтов основания допускается определять непосредственно в откопанных шурфах методом статического зондирования.

5.14.4.    Если неравномерность осадки фундаментов превышает допустимые величины (п. 5.12.14), необходимо провести освидетельствование грунтов основания в специально откопанных шурфах на глубину до плотных пород.

5.14.5.    При техническом освидетельствовании фундамента ИР в первую очередь обследованию подлежит его наземная часть: верхняя плита и верхняя часть свай или колонн. По результатам осмотра наземной части в местах наибольших дефектов и повреждений намечается обследование подземных частей железобетонных конструкций.

5.14.6.    Для обеспечения доступа к поверхности нижней плиты фундамента и свай и узла сопряжения плиты с колоннами необходимо откопать в грунте

РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов Стр. 24 из 53 шурфы:

размером 1x1 м в подполье до обнаружения стыка колонны с нижней плитой (не менее трех шурфов) и на глубину 1,5 м - для определения состояния свай;

размером 1x1,5 м по контору нижней плиты до отметки подошвы плиты (не менее трех шурфов), количество шурфов может быть изменено в процессе обследования, в зависимости от характера и серьезности обнаруженных дефектов и повреждений.

5.14.7.    При обследовании фундамента ИР особое внимание необходимо обратить на узлы: сопряжения колонн с верхней и нижней плитой;

крепления анкеров с фундаментной плитой;

на состояние свай, колонн на отметке планировки земли в зоне переменного температурно-влажностного режима.

5.14.8.    При визуальном обследовании железобетонных конструкций фундамента ИР фиксируется наличие трещин, каверн, отколов, разрушений защитного слоя бетона, мокрых пятен, высолов, конденсата, мест обмерзания и выщелачивания бетона. Все выявленные дефекты и повреждения наносятся на схему с указанием размеров и мест привязки.

5.14.9.    При инструментальном обследовании железобетонных конструкций фундамента ИР определяются следующие характеристики: фактическая прочность бетона (ГОСТ 22690-88 [31], ГОСТ 28570-90 [32]);

влажность бетона (ГОСТ 12730.2-78 [33]);

глубина карбонизации защитного слоя бетона;

ширина раскрытия коррозионных и силовых трещин в бетоне;

толщина защитного слоя бетона;

степень поражения стальной арматуры коррозией;

потери рабочего сечения железобетонных элементов.

5.14.10.    Бетон фундамента ИР должен быть обследован на наличие и концентрацию в нем аммиака (в местах выбуривания кернов, в глубоких трещинах).

5.14.11.    При наличии высолов и следов выщелачивания бетона фундаментной плиты необходимо выполнить химический анализ водной вытяжки отобранных образцов поверхностного слоя бетона в лаборатории специализированной организации.

5.14.12.    Контроль за температурой бетона осуществляется с помощью термодатчиков, установленных в местах взятия проб.

5.14.13.    Результаты освидетельствования грунтов основания и железобетонных конструкций фундамента оформляются заключением с приложением схем и результатов лабораторных исследований. Заключение входит в состав приложения к общему Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.15. Освидетельствование анкерных креплений ИР

5.15.1.    При освидетельствовании анкерных креплений ИР необходимо выполнить следующие работы:

произвести анализ проектной и исполнительной документации в целях выявления отступлений от проекта по устройству опорного кольца, теплоизоляции днища ИР, гильз анкеров и верхней фундаментной плиты;

выполнить тепловизионную (термографическую) съемку участков теплоизоляции стенки и днища в местах расположения анкеров в рабочем режиме ИР; провести визуальный осмотр анкерных креплений на наличие обмерзаний нижнего пояса ИР, коррозии мест крепления упорных пластин (пят) анкеров, разрушения бетона по периметру пят анкеров, подтекания воды (конденсата) между бетоном и гильзами анкеров, подтекания воды (конденсата) в гильзы анкеров путем засверловки отверстий в пятах анкеров в процессе отепления ИР с последующей герметизацией отверстий (на двустенном ИР); выполнить нивелирование окрайка днища внутри ИР (п. 5.12.10).

После выполнения вышеперечисленных работ анкера с обнаруженными нарушениями и дефектами необходимо дополнительно обследовать.

5.15.2.    При освидетельствовании анкерных креплений одностенного ИР кроме работ, указанных в п. 5.15.1, необходимо выполнить следующее: вскрыть участки защитного покрытия и теплоизоляции на анкерных креплениях по результатам нивелирования днища и определения неравномерности

осадки ИР;

произвести зачистку анкерных полос и сварных швов узлов крепления анкеров к корпусу ИР от ржавчины, грязи, брызг металла;

выполнить визуальный контроль сварных швов с помощью лупы с кратностью увеличения 7 раз, а также цветную дефектоскопию (пп. 5.8.4.6-5.8.4.10).

5.15.3.    При выявлении дефектов в сварных швах или металле устранить их, восстановить химзащиту анкеров, теплоизоляцию и защитное покрытие в местах расположения анкеров.

5.15.4.    Учитывая наличие осушенного азота в межстенном пространстве двустенного ИР, где анкерные крепления не подвержены коррозионному разрушению, дополнительное обследование узлов крепления анкеров не требуется.

5.15.5.    По результатам обследования анкерных креплений составляется протокол (приложение 14), который входит в состав приложения к Заключению экспертизы промышленной безопасности ИР.

5.16. Испытания внутренней оболочки ИР на прочность и герметичность

5.16.1.    Проведение полного технического освидетельствования ИР в соответствии с разделом 5 настоящей Инструкции предусматривает следующие виды испытаний ИР:

испытание на герметичность;

испытание на прочность и плотность.

5.16.2.    Испытание на герметичность проводится подачей давления во внутреннюю оболочку инертного газа (азота).

5.16.3.    Испытание на герметичность, прочность и плотность проводится по специальной программе.

5.16.4.    Испытания на прочность и плотность (комбинированные пневмогидроиспытания) проводятся путем налива воды по поясам с выдержкой в течение 0,5 ч для осмотра ИР. При достижении максимального уровня, предусмотренного проектом, прекращается подача воды в ИР и производится выдержка в течение 24 ч. В это время производится осмотр состояния ИР. При положительном результате осмотра и отсутствии видимого падения уровня воды по уровнемеру (по месту) приступают к набору избыточного давления азота в ИР, равного 0,0125 МПа.

5.16.5.    Подъем давления в ИР должен осуществляться со скоростью, не превышающей указанных величин:

0,001 МПа в час до давления 0,007 МПа, с выдержкой в течение 1 ч и осмотром;

0,0005 МПа в час до давления 0,01 МПа, с выдержкой в течение 1-2 ч и осмотром;

0,0005 МПа в час до давления 0,0125 МПа, с выдержкой в течение 0,5 ч и осмотром.

5.16.6.    При отсутствии видимого падения давления и положительных результатах осмотра    испытание    ИР    на    прочность    и    плотность    прекращается,

сбрасывается давление до 0,007 МПа со скоростью не более 0,001 МПа в час, производится осмотр и сбрасывается давление    до    атмосферного со    скоростью

не более 0,002 МПа в час.

о

5.16.7. При достижении в ИР давления, равного атмосферному, производится сброс воды до уровня 1-2 м со скоростью не более 100 м3/ч или понижением уровня на 2-3 мм/мин.

5.16.8.    При снижении уровня воды до 1-2 м слив прекращается и производится проверка устойчивости ИР путем подачи азота и создания избыточного давления в нем, равным 0,0125 МПа.

5.16.9. Испытательное давление (0,0125 МПа) выдерживается в течение 30 мин, при этом производится осмотр анкерных креплений, после чего давление сбрасывается до рабочего и производится осмотр всего ИР в течение 48 ч.

5.16.10.    При положительном результате осмотра и отсутствии видимого падения давления по U-образному манометру производится сброс давления до атмосферного со скоростью не более 0,001-0,002 МПа в час, открывается верхний люк ИР и производится полный слив воды. Снижение уровня воды ведется со скоростью не более 2-3 мм/мин.

5.16.11.    После полного слива воды демонтируются временные трубопроводы, ИР продувается воздухом до содержания кислорода не менее 20 % объемных, вскрывается нижний люк-лаз, удаляются остатки воды с днища и производится визуальный контроль конструкций и сварных швов днища, вертикальных швов нижнего пояса стенки внутренней оболочки ИР в объеме 100 % с применением лупы 7-кратного увеличения и при необходимости, другие методы контроля.

5.16.12.    ИР считается выдержавшим испытание, если:

в процессе испытания на поверхности стенки или по периметру днища не обнаружено течи и уровень воды не снизился ниже проектной величины в течение 48 ч;

не выявлено признаков деформации конструкций; не обнаружено пропуска воздуха в сварных швах люков-лазов; отсутствуют дефекты в фундаменте и теплоизоляционном слое днища ИР; осадка фундамента ИР не выходит за допустимые пределы (не более 120 мм).

5.16.13.    При получении отрицательных результатов испытание прекращается на любом этапе в процессе налива воды и подъема давления, сбрасывается давление со скоростью 0,001 МПа в час, устраняются дефекты и испытание повторяют.

5.16.14.    После проведенных испытаний составляется акт и результаты испытаний записываются в паспорт ИР.

5.16.15.    При выполнении диагностического контроля состояния металла ИР методами и в объеме, определенными разделами 5.8, 5.9 и 5.10 настоящей Инструкции, и получении положительных результатов пневмогидроиспытание ИР не проводится, за исключением случаев проведения ремонтных работ с заменой элементов несущих конструкций ИР.

5.17. Оценка технического состояния ИР

5.17.1.    По результатам полного технического освидетельствования ИР на основании полученных данных все выявленные дефекты и повреждения должны быть сопоставлены с требованиями действующей нормативно-технической документации и руководящих документов: СНиП 3.03.01-87 [28], ПБ

03-182-98 [46], ПБ 10-115-96 [36].

5.17.2.    При необходимости оценки однородности данных, полученных в результате комплексного технического освидетельствования ИР, применяется статистическая обработка.

5.17.3.    К недопустимым отклонениям относятся следующие дефекты и показатели:

коррозионное растрескивание в зонах концентрации напряжений (уторный шов днища, зона основного металла стенки в местах примыкания к уторному шву, перекрестия вертикальных сварных швов стенки I и II пояса внутренней оболочки ИР, застойные зоны, места скопления влаги и коррозионных продуктов, места раздела фаз «газ - жидкость», места изменения направления потоков, зоны входных и выходных штуцеров); трещины всех видов в металле сварного шва;

прочностные характеристики металла (временное сопротивление или условный предел текучести) отличаются от нормативных более чем на 5 % в меньшую сторону;

отношение предела текучести к временному сопротивлению свыше 0,75 для легированных сталей; относительное удлинение для легированных сталей менее 17 %;

максимальный относительный прогиб для вмятин и выпучин размером более 200 мм превышает 5 %, абсолютная величина прогиба превышает половину толщины стенки внутренней оболочки ИР;

другие дефекты и отклонения, превышающие требования действующей нормативно-технической документации.

5.17.4.    Решение вопроса о техническом состоянии ИР и условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации при выявлении отклонений, указанных в п.

8.3, принимается на основании результатов поверочных расчетов на прочность и на устойчивость с учетом изменения формы и геометрических размеров элементов, фактических свойств металла и состояния сварных швов.

5.17.5.    Все выявленные при полном техническом обследовании дефекты и повреждения элементов ИР, которые могут быть исправлены, должны быть устранены с последующими испытаниями и контрольной проверкой.

5.17.6.    Ремонтные и восстановительные работы конструктивных элементов ИР должны производиться согласно разработанному проекту на ремонт.

5.17.7.    Целесообразность ремонта ИР и сроки его безопасной эксплуатации должны решаться в каждом конкретном случае на основании результатов полного технического освидетельствования и с учетом технико-экономического анализа.

5.18. Расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности ИР

5.18.1. Расчетная оценка прочности производится в целях установления соответствия внутренней оболочки ИР требованиям действующих норм NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:46:24

прочности и определения условий дальнейшей безопасной эксплуатации.

5.18.2.    Необходимость проведения расчетов на прочность и их методика определяются экспертной организацией, проводящей полное техническое освидетельствование, по результатам данных, полученных в ходе обследования.

5.18.3.    Поверочный расчет ИР на статическую прочность проводится в соответствии с ГОСТ 14249-89 [38], ГОСТ 24755-89 [39], ГОСТ 25221-82 [40], ГОСТ 26202-84 [41]. Поверочный расчет на усталостную прочность - в соответствии с ГОСТ 25859-83 [22]. Поверочный расчет на хрупкую прочность - в соответствии со СНиП II-23-81* [37] и Руководством по расчету стальных конструкций на хрупкую прочность[42].

5.18.4.    ИР считается работоспособным, если основные элементы его внутренней оболочки имеют запасы прочности для статических и малоцикловых условий нагружения не ниже величин, указанных в ГОСТ 14249-89 [38] и ГОСТ 25859-83 [22] соответственно.

5.18.5.    Величина допускаемого внутреннего давления Р на момент проведения полного технического освидетельствования зависит от фактических физико-механических свойств металла элементов внутренней оболочки ИР и толщины стенки:

р _

Л + S' ¦

^''m-ELK mill .

где j - коэффициент прочности сварного шва;

s= min (oJnm, se/ne) - допускаемое напряжение, МПа;

(здесь - фактическое значение предела текучести и временного сопротивления материала элементов внутренней оболочки (МПа), полученные согласно п. 5.10.2;

nj, пв - коэффициенты запаса прочности);

Smin - минимальная толщина стенки внутренней оболочки по результатам толщинометрии, мм;

Dmax - максимальный внутренний диаметр внутренней оболочки ИР по результатам измерений, мм.

5.18.6. При неудовлетворительных результатах расчетной оценки прочности внутренней оболочки ИР дефектные места подлежат ремонту с обязательным последующим обследованием. При невозможности устранения дефектов дальнейшая эксплуатация ИР не допускается.

5.19. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации и назначение сроков следующих полных технических освидетельствований ИР

5.19.1.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР производится на основании результатов полного технического освидетельствования при выполнении работ согласно пп. 5.2-5.5, 5.7-5.15 и разделам 5.16-5.18 настоящей Инструкции.

5.19.2.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации определяется типом основного повреждающего фактора, действующего на ИР в процессе эксплуатации и установленного по результатам полного технического освидетельствования и анализа условий предшествующей эксплуатации.

5.19.3.    Для ИР трещины в элементах внутренней оболочки не допускаются, поэтому основным критерием предельного состояния является уменьшение толщины стенки из-за коррозии (или эрозии) до предельной величины, ниже которой не обеспечивается необходимый запас ее несущей способности.

5.19.4.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР по развитию коррозионных повреждений осуществляется только при наличии поверхностной коррозии внутренней оболочки, без наличия коррозионного растрескивания и локальной коррозии, недопустимых при его эксплуатации.

5.19.5. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы, производится по формуле

T = ф - Ббр)/ C

где Т - расчетный ресурс, годы;

Бф - фактическая толщина элемента, мм;

Sfip - отбраковочная толщина элемента, мм;

С - скорость коррозии (или эрозионного износа), мм/год.

5.19.6.    За фактическую величину Бф принимается минимальное значение из полученных данных по толщинометрии, проводимой при полном

техническом освидетельствовании. Отбраковочная толщина Sgp определяется с учетом концентрации напряжений, создаваемых дефектами формы и

другими дефектами, а также с учетом фактических свойств металла по результатам полного технического освидетельствования, как большее из двух значений, рассчитанных для рабочих условий и условий гидравлических испытаний.

5.19.7.    Для цилиндрической внутренней оболочки ИР Sgp вычисляется по формуле

PpD _

S6p = max

2(ра-Р 2(ра„-Р„


где Рр и Рн - расчетное давление и давление при испытаниях, МПа;

D - диаметр внутренней оболочки ИР, м;

<ги н - допускаемое напряжение в рабочих условиях и при испытаниях, МПа;

р- коэффициент прочности сварного шва (для автоматической дуговой электросварки р = 1,0).

5.19.8.    За скорость коррозии С (мм/год) принимается максимальное из двух значений: по паспорту ИР для данного продукта хранения либо исходя из разницы начальной толщины элемента и последних данных толщинометрии, полученных по результатам полного технического освидетельствования, деленной на срок эксплуатации.

5.19.9.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации производится для каждого нагруженного элемента внутренней оболочки ИР, за ресурс ИР принимается минимальное из полученных значений для отдельных элементов, но не более 8 лет.

5.19.10. Для ИР, эксплуатирующихся в условиях малоциклового нагружения, основным повреждающим фактором является малоцикловая усталость металла, поэтому оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации выполняется по ГОСТ 25859-83 [22]. Если расчетный ресурс превышает 8 лет, то он принимается равным 8 годам.

5.19.11.    Для ИР, эксплуатирующихся при воздействии других основных повреждающих факторов, схема расчета ресурса определяется специалистами, выполняющими полное техническое освидетельствование.

6. ЧАСТИЧНОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ИР В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

6.1.    Частичное освидетельствование ИР в режиме эксплуатации проводится согласно п. 3.5. настоящей Инструкции.

6.2.    При частичном освидетельствовании ИР проводится следующий комплекс работ:

анализ комплекта технической, эксплуатационной документации и предписаний органов Г осгортехнадзора России (в соответствии с разделом 5.2);

наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме (в соответствии с разделом 5.3);

тепловизионное обследование ИР в эксплуатационном режиме (в соответствии с разделом 5.4);

проверка допустимого содержания хранимого продукта в межстенном пространстве ИР;

освидетельствование технологического оборудования ИР (в соответствии с разделом 5.5);

определение физико-механических характеристик и химического состава металлоконструкций внутренней оболочки ИР (дюрометрический метод оценки прочности, определение фактических механических характеристик и химического состава, в том числе неразрушающий метод контроля на микропробах, в соответствии с разделом 5.9);

металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР (в соответствии с разделом 5.10);

определение фактической геометрической формы наружной оболочки двустенного ИР (в соответствии с разделом 5.11);

геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища наружной металлической емкости (для двустенного) ИР (в

соответствии с разделом 5.12);

освидетельствование тепловой изоляции ИР (в соответствии с разделом 5.13); освидетельствование грунтов основания и фундамента ИР (в соответствии с разделом 5.14); освидетельствование анкерных креплений ИР (в соответствии с разделом 5.15); оценка технического состояния ИР (в соответствии с разделом 5.17);

расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности ИР (в соответствии с разделом 5.18); оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР (в соответствии с разделом 5.19).

6.3. Отбор микропроб (п.    5.9.2.8) для определения физико-механических характеристик, химического состава металлоконструкций и металлографических исследований производить с наружной поверхности внутренней оболочки ИР в доступных местах через вырезанные окна в теплоизоляции.

6.4.    ИР необходимо вывести из эксплуатации и произвести его полное техническое освидетельствование в соответствии с разделом 5 настоящей Инструкции, если при частичном освидетельствовании выявлены следующие дефекты и повреждения:

разрушение анкерных креплений - более трех анкеров;

содержание продукта в межстенном пространстве выше допустимых норм;

наличие признаков старения теплоизоляционного материала (участки обмерзания наружной поверхности стенки и крыши свыше 3 м ); в случае перелива продукта;

величина неравномерности осадки края днища превышает величину, равную толщине листа окрайка днища; нарушение герметичности ИР.

6.5.    При удовлетворительных результатах частичного освидетельствования выдается заключение экспертизы промышленной безопасности ИР о возможности продления срока эксплуатации до очередного полного технического освидетельствования на срок не более одного года по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

7. ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПОЛНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ИР

7.1. В приложении Заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам проведения полного технического освидетельствования ИР должны быть представлены следующие документы:

акт сдачи ИР для проведения полного технического освидетельствования;

акт проверки и анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

протокол наружного осмотра ИР в эксплуатационном режиме;

материалы обследования технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР в эксплуатационном режиме;

акт обследования состояния технологического оборудования, трубопроводов, защитных устройств, средств КИПиА;

протокол визуально-оптического контроля внутренней оболочки ИР;

протокол АЭ-контроля со схемой расстановки ПАЭ;

протокол ультразвукового контроля сварных соединений;

протокол контроля качества сварных швов цветной дефектоскопией;

протокол магнитопорошкового контроля;

протокол ультразвуковой толщинометрии со схемой расположения точек измерения толщины стенок и днища;

заключение по качеству основного металла и сварных швов внутренней оболочки ИР по результатам химического анализа, механическим свойствам и металлографическому анализу структуры; протокол проверки геометрической формы; протокол геодезических измерений;

заключение о состоянии теплоизоляционных конструкций ИР с приложением схемы отбора проб и результатов лабораторных исследований;

заключение о состоянии грунтов основания и фундамента ИР с приложением схемы отбора проб и результатов лабораторных исследований;

протокол обследования анкерных креплений;

акт испытания ИР на прочность, плотность и герметичность (в случае их проведения);

расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности;

акт приемки ИР в эксплуатацию после полного технического освидетельствования.

8. ОФОРМЛЕНИЕ И ВЫДАЧА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПОЛНОГО

ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ИР

8.1.    На выполненные при полном техническом освидетельствовании ИР работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию согласно СНиП 3.03.01-87 [28] (эскизы элементов ИР с фиксацией дефектов, журналы, ведомости дефектов, расчеты и т.п.), а также акты и протоколы, указанные в разделе 7 настоящей Инструкции. На основании вышеперечисленных документов и в соответствии с требованиями ПБ 03-246-98 [56] оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации ИР, необходимости его ремонта или исключения из эксплуатации. Первичная документация прилагается к Заключению или хранится у исполнителя.

8.2.    По результатам полного технического освидетельствования ИР экспертная организация выдает предприятию-владельцу Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности эксплуатировать ИР при заданных технологических параметрах с установлением срока его безопасной эксплуатации, а также приложение, содержащее акты, протоколы, заключения и расчетную оценку прочности, указанные в разделе 7 настоящей Инструкции.

9. ПУСК В РАБОТУ ИР 9.1. Подготовка к пуску

9.1.1.    Приемка ИР в эксплуатацию проводится по окончании всех работ полного технического освидетельствования, предусмотренных настоящей Инструкцией.

9.1.2.    До начала пусковых операций ИР необходимо очистить от мусора, ветоши, посторонних предметов, произвести демонтаж электрокоммутирующих средств (освещения, переносок, трансформаторов), лесов, лестниц и других предметов.

9.1.3.    Вварка компенсационного кольца и заглушки в патрубок нижнего люка-лаза должна производиться согласно техническим условиям.

9.1.4.    Прилегающая к ИР территория должна быть очищена от посторонних предметов, материалов, инструмента, приспособлений.

9.1.5.    Временные трубопроводы должны быть демонтированы, а на их место установлены инвентарные заглушки.

9.1.6.    После окончания подготовительных работ комиссией, состоящей из представителей исполнителя и предприятия-владельца, составляется акт приемки ИР в эксплуатацию.

9.2. Пуск

9.2.1.    Пуск в работу ИР производится на основании письменного распоряжения (приказа) главного инженера предприятия-владельца.

9.2.2.    Пусковые операции по захолаживанию и включению ИР в работу производятся согласно инструкции по захолаживанию и включению в работу ИР.

9.2.3.    Инструкцией по захолаживанию предусматривается выполнение технологических операций, обеспечивающих ввод в эксплуатацию ИР без резких температурных перепадов, статических и динамических нагрузок.

9.2.4.    Все технологические операции по пуску ИР в работу выполняются эксплуатационным персоналом согласно действующему технологическому регламенту, инструкциям по рабочим местам, а также с учетом дополнительных требований и изменений, указанных в Заключении экспертной организации по результатам полного технического освидетельствования ИР.

9.2.5.    Порядок включения в работу ИР следующий:

проверяется подключение предохранительных и дыхательных клапанов, КИПиА;

готовится схема для вытеснения воздуха и осуществляется продувка внутренней емкости ИР и его трубопроводов азотом;

демонтируются заглушки и проводится подготовка ИР к вытеснению азота газообразным аммиаком или углеводородными газами;

проводятся операции по вытеснению воздуха осушенным азотом из межстенного пространства двустенного ИР;

осуществляется вытеснение азота из внутренней емкости ИР газообразным аммиаком или углеводородными газами;

после продувки ИР газообразными продуктами (аммиаком или углеводородными газами) приступают к его захолаживанию до рабочей температуры согласно инструкции по захолаживанию;

по окончании охлаждения ИР до рабочих температур приступают к накоплению жидкого аммиака или сжиженных углеводородных газов до минимального уровня и стабилизации избыточного давления в ИР согласно нормам технологического режима.

Приложение 1

Справочное

Термины и определения

Акустико-эмиссионный контроль целостности внутренней оболочки ИР - один из неразрушающих методов контроля по выявлению дефектов (коррозионных и усталостных трещин, зон пластической деформации, протечек в уплотнениях и других дефектов) при определении целостности ИР на основе регистрации и анализа источников акустической эмиссии.

Безопасная эксплуатация ИР - система мер по проведению научно обоснованных комплексных технических освидетельствований и оснащение системой диагностики и оперативного контроля состояния металлических, фундаментных, теплоизоляционных конструкций и технологического оборудования в целях предупреждения аварий ИР.

Визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР - контроль основного металла и сварных швов внутренней оболочки ИР при помощи оптических приборов (лупы с кратностью увеличения 7 раз, бинокля с кратностью увеличения 10 раз и т.п.) в целях выявления и определения размеров поверхностных дефектов и коррозионных повреждений.

Дефект - неисправность, возникающая в конструкции на стадии ее изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации.

Деформация конструкций - изменение формы и размеров конструкций (или части ее), а также потеря устойчивости под влиянием нагрузок и воздействий.

Деформация основания - деформация, возникающая в результате передачи усилий от сооружения на основание или изменения физического состояния грунта основания в период эксплуатации.

Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

Изотермический резервуар (ИР) - вертикальный стальной цилиндрический резервуар (одно- или двустенный) с теплоизоляцией, предохранительными и дыхательными клапанами и уровнемерами, предназначенный для хранения жидкого аммиака и сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана, изобутана, этилена, пропилена, широкой фракции легких углеводородных газов) при постоянной низкой температуре, обеспечивающей избыточное давление насыщенных паров в пределах 0,004-0,008 МПа.

Нагрузка - механическое воздействие, мерой которого является сила, характеризующая величину и направление этого воздействия и вызывающая изменения напряженно-деформируемого состояния конструкций сооружения и его основания.

Надежность - свойство (способность) сооружения, а также его несущих и ограждающих конструкций выполнять заданные функции в период эксплуатации.

Наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме - осмотр наружной оболочки, железобетонного фундамента, технологического оборудования, обслуживающих лестниц, переходных площадок ИР с целью оценки его технического состояния в режиме эксплуатации.

Неразрушающий контроль основного металла и сварных соединений внутренней оболочки ИР - выявление внутренних дефектов основного металла и сварных швов внутренней оболочки ИР при использовании методов, указанных в разделе 5.8 настоящей Инструкции (АЭ-контроль, цветная и ультразвуковая дефектоскопия, магнитопорошковый метод, ультразвуковая толщинометрия, метод магнитной памяти металла, радиографический метод,

вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод, метод керосиновой пробы).

Нормативная документация - правила, отраслевые и государственные стандарты, технические условия, руководящие документы на проектирование, изготовление, монтаж, реконструкцию, диагностирование, полное техническое освидетельствование, эксплуатацию.

Отклонение - отличие фактического значения любого из параметров технического состояния от требований норм, проектной документации или требований обеспечения технологического процесса.

Отклонения недопустимые - отклонения, которые создают препятствия нормальной эксплуатации конструкций или вносят такие изменения в расчетную схему, учет которых требует усиления конструкций.

Оценка технического состояния конструкций - оценка, которая проводится по результатам технического обследования и включает: поверочный расчет конструкций с учетом обнаруженных дефектов и повреждений, фактических и прогнозируемых нагрузок, воздействий и условий эксплуатации.

Охрупчивание - повышение хрупкости металла в результате снижения пластических свойств вследствие старения, коррозии, понижения температуры или высокой скорости нагружения.

Периодический контроль технического состояния - комплекс работ, проводимых персоналом предприятия - владельца ИР с использованием штатного приборного оборудования, в целях своевременного обнаружения неполадок, принятия мер по их устранению и поддержания работоспособности ИР между очередными полными техническими освидетельствованиями.

Повреждение - отклонение качества, формы и фактических размеров элементов и конструкций от требований нормативных документов или проекта, возникающее в процессе эксплуатации.

Полное техническое освидетельствование - проведение работ по проверке соответствия значений параметров объекта требованиям технической и нормативной документации с диагностическим обследованием составных частей объекта и определение на этой основе фактического технического состояния и возможности дальнейшей безопасной эксплуатации при установленных технологическим регламентом режимах работы.

Предприятие - владелец ИР - предприятие, в собственности которого находится ИР для хранения жидкого аммиака или сжиженных углеводородных газов.

Прогнозируемый остаточный ресурс безопасной эксплуатации - установленная на основании оценки технического состояния продолжительность эксплуатации ИР от момента времени после последнего технического освидетельствования до его предельного состояния.

Экспертная организация - организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством.

Срок службы ИР - продолжительность эксплуатации ИР в календарных годах до перехода в предельное состояние.

Старение металлов - изменение свойств металлов, протекающее либо самопроизвольно при нормальных условиях (естественное старение), либо при нагреве (искусственное старение) и приводящее к изменению их прочности и твердости, а также пластической и ударной вязкости.

Твердость - свойство материалов сопротивляться пластической деформации или хрупкому разрушению в поверхностном слое при местных контактных силовых воздействиях.

Тепловизионное обследование наружной поверхности ИР - обследование тепловой изоляции стенки, крыши и днища ИР при помощи специального оборудования в целях выявления участков с нарушенными теплоизоляционными свойствами.

Техническая диагностика - научная дисциплина, выявляющая причины возникновения отказов и повреждений, разрабатывающая методы их обнаружения и оценки. Цель диагностики - разработка способов и средств оценки технического состояния сооружений.

Технологическое оборудование - система взаимосвязанных агрегатов, машин, приборов, аппаратов и трубопроводов, предназначенных для осуществления определенных технологических операций по осуществлению приема, хранения сжиженных газов в изотермическом режиме и выдачи их потребителю.

Усиление - увеличение несущей способности или жесткости конструкции.

Усталость материалов - изменение механических и физических свойств материала под длительным действием циклически изменяющихся во времени напряжений и деформаций.

Устойчивость сооружения - способность сооружения противостоять усилиям, стремящимся вывести его из исходного состояния статического или

динамического равновесия.

Хрупкость - способность твердых тел разрушаться при механических воздействиях без заметной пластической деформации (свойство, противоположное пластичности).

Частичное освидетельствование ИР в эксплуатационном режиме - освидетельствование ИР в режиме эксплуатации, проводится в отдельных случаях по обоснованному письменному ходатайству владельца ИР в период между очередными полными техническими освидетельствованиями ИР. В случае удовлетворительного заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам частичного освидетельствования ИР возможно продление сроков эксплуатации до очередного полного технического освидетельствования ИР на срок не более одного года, по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

Эксплуатационно-техническая документация - комплекс руководящих и рабочих документов, которыми руководствуется служба надзора по эксплуатации сооружений.

Приложение 2

Справочное

Основные физические свойства и параметры изотермического хранения некоторых газов

Наименование продукта, формула

Температура хранения, °С

Давление, МПа

Плотность в жидком состоянии, кг/м3

Характеристика продукта

1

2

3

4

5

Аммиак NH3

-33,4

0,004-0,008

682

Бесцветный газ с резким раздражающим запахом, трудно горюч, оказывает отравляющее действие, сильные ожоги в жидком виде. Вызывает коррозию цветных металлов и сплавов, нейтрален к стали и чугуну. ПДК - 20 мг/м3. Пределы взрываемости (КПВ) 15-28 % объемных

Пропан С3Н8

-42,3

0,004-0,008

582,4

Бесцветный газ, без запаха, горюч, наркотического действия. Вдыхание вызывает головную боль, рвоту, слабость.

ПДК - 300 мг/м3,

КПВ - 2,1-9,5 % объемных

Пропилен С3Н6

-47,7

0,004-0,008

609,5

Бесцветный газ, без запаха, горюч, наркотического действия. ПДК - 100 мг/м3,

КПВ - 2-11 % объемных

Этилен С2Н4

-103,9

0,004-0,008

569,9

Бесцветный газ, без запаха, наркотического действия. ПДК - 100 мг/м3.

КПВ - 2,5-34 % объемных

n-Бутан С4Н10

-0,5

0,004-0,008

579,0

Газ без цвета, вкуса, запаха, горюч, в смеси с воздухом оказывает раздражающее (удушающее) действие, наркотическое действие (в больших концентрациях).

ПДК - 200 мг/м3.

КПВ - 1,5-8,5 % объемных

i-Бутан С3Н9

-11,7

0,004-0,008

621,6

Газ без цвета и запаха, горюч, раздражает верхние дыхательные пути. ПДК - 200 мг/м3.

КПВ - 1,6-9,4 % объемных

ШФЛУ225 С2 - С6

-20

0,005-0,008

552

При комнатной температуре газ с запахом керосина, наркотического действия. Г орюч, взрывоопасен

Справочное

ПРОТОКОЛ

наружного осмотра ИР в эксплуатационном режиме

Организация-изготовитель_

Заводской номер_

Дата изготовления_

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер_

Емкость_

Максимальное рабочее давление_

Рабочая среда_

Состояние ИР и обнаруженные дефекты

Элемент контроля

Дефекты и повреждения

Наружная оболочка

Железобетонный фундамент

Технологическое оборудование

Вспомогательные конструкции

Приложение. Схема расположения дефектов.

Визуальный осмотр проводили: Ф.И.О.

«_»_200 г.

Приложение 4

Справочное

ПРОТОКОЛ

визуально-измерительного контроля внутренней оболочки ИР

Организация-изготовитель_

Заводской номер_

Дата изготовления_

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер_

Емкость_

Максимальное рабочее давление_

Рабочая среда_

Наименование, тип и характеристики используемой аппаратуры и приспособлений

Состояние внутренней оболочки ИР и обнаруженные дефекты

Элемент контроля

Основной металл

Сварные соединения

Днище

Уторный шов

Пояса стенки до 10 м

Пояса стенки свыше 10 м

Крыша

Приложение. Схема расположения дефектов внутренней оболочки ИР.

Визуальный осмотр проводили:

Ф.И.О.

»


«


г


200


ПРОТОКОЛ

Приложение 5

Справочное


акустико-эмиссионного контроля ИР сжиженных газов

1. Дата проведения контроля:«_»_200 г.

2.    Организация, проводящая контроль:_

3.    Данные об объекте:

изготовитель_

регистрационный номер_; позиция_

дата ввода в эксплуатацию_

марка материала_; ГОСТ (ТУ)

магнитные свойства материала_

метод изготовления_

толщина: корпуса по поясам:

1-й    пояс_мм;

2-й    пояс_мм;

3-й    пояс_мм;

4-й    пояс_мм;

5-й    пояс_мм;

6-й    пояс_мм;

7-й    пояс_мм;

8-й    пояс_мм;

9-й    пояс_мм;

n-й пояс_мм;

перехода_мм;

крыши_мм;

днища:

центра_мм;

окрайка_мм;

диаметр внутренний_мм;

состояние поверхности_

4.    Дополнительные сведения об объекте_

5.    Тип и условия испытаний_

рабочее тело_

(гидравлическое или пневматическое)

_°С;

кгс/см2).


температура объекта_и окружающей среды

испытательное давление_МПа (_

6.    Параметры графика нагружения:

(скорость нагружения_

время выдержки_

уровень дискриминации по каналам_дБ

(_мкВ);

уровень собственных шумов

(приведенных ко входу предусилителя)_дБ

(_мкВ);

рабочая полоса частот_кГ ц.

11. Характеристики затухания волн_.

12.    Изменение параметров аппаратуры в ходе испытаний_

13.    Результаты контроля:

результаты регистрации АЭ (рис._);

основные сведения о результатах контроля, включая:

описание результатов зональной локации с привязкой полученных результатов к

корпусу резервуара_.

описание источников с указанием их места на карте локации (в случае проведения

линейной либо планарной локации)_

классификация источников (с учетом их опасности: «пассивный», «активный»,

«критически активный», «катастрофически активный») в соответствии с принятыми

критериями_

Исполнители:

_(_) - уровень    квалификации

(подпись)    (фамилия)

_(_) - уровень    квалификации

(подпись)    (фамилия)

_(_) - уровень    квалификации

(подпись)    (фамилия)

Расстановка датчиков на развертке стенки полупериметра ИР

(полистовая сборка)

Приложение 6

Справочное


¦ - Датчики акустико-эмиссионной системы.

Расстановка датчиков на развертке стенки 2/3 периметра ИР (рулонная сборка)

Ml    М2

РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов Стр. 39 из 53

Схема расположения АЭ-преобразователя на куполе ИР

I - Датчики на куполе ИР.

Приложение 7 Справочное

ПРОТОКОЛ ультразвукового контроля сварных соединений

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип прибора_

Рабочая частота прибора_

Угол ввода_

Условная чувствительность

№ п/п

Объект контроля

схеме

Толщина,

мм

Оценка дефектов согласно ГОСТ

Дата

Примечание

Приложение. Схема расположения объектов контроля.

Ультразвуковой контроль проводили:

Ф.И.О._

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

Приложение 8

Справочное

ПРОТОКОЛ

контроля качества сварных швов цветной дефектоскопией

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип дефектоскопического комплекта_

Оценка качества по_

(наименование и номер технической документации)

№ п/п

Номер сварного шва по

схеме

(первич., вторич.)

Дата

Описание

дефектов

Оценка качеств

Приложение. Схема расположения сварных швов, контролируемых методом цветной дефектоскопии.

Цветную дефектоскопию проводили:

Ф.И.О.

Приложение 9

Справочное

ПРОТОКОЛ №

магнитопорошкового контроля поверхности материала внутренней оболочки ИР

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Дефектоскоп _

Магнит, способ намагничивания, способ нанесения порошка, чувствительность, образец, освещенность и т.д._

Результаты контроля

Расположение контрольного участка

№ схем

Обозначение по схеме

Описание дефектов

Приложение. Схема расположения контрольных участков.

Контроль проводили:

Ф.И.О._

_(квалификационный уровень, № удостоверения)

«_»_200_г.

Приложение 10

Справочное

ПРОТОКОЛ ультразвуковой толщинометрии

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Тип элемента_

Метод проверки_

Примечание_

№ п/п

Паспортная толщина, мм

Фактическая толщина, мм

Замер

Дата

Замер

Дата

Замер

Дата

Приложение. Схема расположения точек измерения.

Ультразвуковую толщинометрию проводили: Ф.И.О.

Приложение 11 Справочное


СХЕМА

расположения точек измерения толщин стенок и днища

Развертка стенки внутренней оболочки ИР поз.

Условные обозначения:

1-126 - нумерация листов мш1-мш2 - монтажные швы гш1-гш6 - горизонтальные швы вш1-вш18 - вертикальные швы уш - уторный шов

Приложение 12

Справочное


ПРОТОКОЛ проверки геометрической формы

Номера

образующих

Отклонения от вертикали, мм

Номера поясов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

7

8

Проверку геометрической формы проводили: Ф.И.О.

«_»_200_г.

Приложение 13

Справочное

ПРОТОКОЛ геодезических измерений

Наименование аппарата_

Регистрационный №_

Заказчик_

Тип нивелира_

Проверка горизонтальности днища_

Таблица 1

Радиус, м

Относительные отметки, мм

Номер условной оси

1

2

3

4

5

6

7

8

Приложение. Схема нивелирной съемки днища.

Проверка неравномерности осадки фундамента ИР NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:46:24

Таблица 2

Номера марок

Абсолютные отметки

Дата

Дата

Дата

Дата

Дата

1

2

3

4

5

6

7

8

Приложение. Схема нивелирной съемки фундамента.

Результаты измерений хлопунов

Таблица 3

Номер (на схеме)

Условная площадь, м226

Высота, мм

I

II

III

IV

V

VI

VII

Приложение. Схема расположения хлопунов.

Геодезические измерения проводили: Ф.И.О.

«_»_200 г.

Приложение 14

Справочное

ПРОТОКОЛ обследования анкерных креплений

Номер анкера по схеме

Дефекты и повреждения

1

2

3

4

5

6

7

I_8_|_|

Приложение. Схема расположения анкеров.

Обследование анкерных креплений проводили:

Ф.И.О.

«    »    200    г.

Приложение 15

Справочное


СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДАЮ

Руководитель округа    Руководитель

Госгортехнадзора России    экспертной организации

«_»_200 г.    «_»_200 г.

ПРОГРАММА

полного технического освидетельствования для определения ресурса дальнейшей

безопасной эксплуатации ИР

1. Общие положения_

определения величин коррозионного износа и зон расслоения металла.

2.8.    Геодезические измерения горизонтальности днища, неравномерности осадки фундаментов и величины хлопунов.

2.9.    Определение механических свойств основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР дюрометрическим методом. Отбор проб, определение химического состава материала внутренней оболочки ИР, металлографическое и электронно-фрактографическое исследование основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР в целях выявления структурных изменений и установления степени охрупчивания.

2.10.    Освидетельствование тепловой изоляции ИР, отбор проб теплоизоляционных материалов из конструкций, определение физико-механических свойств.

2.11.    Освидетельствование грунтов основания и фундамента ИР. Изучение инженерногеологических условий, отбор образцов грунта основания в откопанных шурфах и определение его физико-механических характеристик, химический анализ водной вытяжки грунта из откопанных шурфов. Визуальное и инструментальное обследование железобетонных конструкций фундамента.

2.12.    Освидетельствование анкерных креплений ИР. Вскрытие участков защитного покрытия и теплоизоляции на анкерных креплениях, по результатам нивелирования днища и определения неравномерности осадки ИР, зачистка анкерных полос и сварных швов узлов крепления анкеров к корпусу ИР от ржавчины, грязи, брызг металла, визуальный контроль сварных швов с помощью лупы кратностью увеличения 7 раз, неразрушающий метод контроля сварных швов цветной дефектоскопией.

2.13.    Испытания ИР на прочность и герметичность.

2.14.    Расчетная оценка остаточного ресурса.

3.    Составление общего Заключения экспертизы промышленной безопасности о техническом состоянии ИР, определение условий безопасной эксплуатации, срока следующего полного технического обследования.

4.    Подготовка к пуску и пуск в работу ИР. Демонтаж временных трубопроводов, установка заглушек, демонтаж электрокоммутирующих средств. Подключение предохранительных и дыхательных клапанов, КИПиА, продувка внутренней емкости ИР и его трубопроводов азотом, вытеснение воздуха осушенным азотом из межстенного пространства двустенного ИР, вытеснение азота из внутренней емкости ИР продуктом хранения, захолаживание до рабочей температуры и накопление продуктом до минимального уровня и стабилизации избыточного давления в ИР согласно нормам технологического режима.

5.    Данные экспертной организации:

наименование экспертной организации_

регистрационный номер лицензии_

дата выдачи лицензии_

срок действия лицензии_

лицензия действует до_

РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов

лицензия действует на территории_

лицензия выдана_

Подписи:

Руководитель работ по проведению полного технического освидетельствования

Технический руководитель предприятия - владельца ИР

Приложение 16

Справочное


Наименование экспертной организации, проводившей полное техническое обследование

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

на изотермический резервуар объемом_м позиции_

для хранения_на_

(наименование предприятия)

Рег. №_

Руководитель экспертной организации

«_»_200_г.

м. п.

Приложение 17


Эскиз одностенного ИР

Эскиз двустенного ИР с самонесущей внутренней крышей

Приложение 18


Эскиз двустенного ИР с подвесной внутренней крышей

Приложение 19


Приложение 20

Справочное

Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки в Инструкции

1.    ТУ 14-1-1965-87. Сталь толстолистовая, низколегированная марки 09Г2.

2.    ТУ 14-1-2236-91. Сталь толстолистовая, высоколегированная повышенной хладостойкости.

3.    Методические указания (отраслевые требования) о порядке лицензирования деятельности, связанной с функционированием взрывопожароопасных и химически опасных производств (объектов) (РД 09-54-94).

4.    ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

5.    ОСТ 26-5-88. Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений, наплавленного и основного металла.

6.    Методика экспресс-диагностики сосудов и аппаратов с использованием магнитной памяти металла. Утв. Госгортехнадзором России 18.01.95.

7.    ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

8.    ГОСТ 18442-88. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

9.    ГОСТ 3242-79. Соединения сварные. Методы контроля качества.

10.    ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

11.    ГОСТ 11128-65. Контроль неразрушающий. Метод керосиновой пробы.

12.    ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования.

13.    ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

14.    ГОСТ 2999-75. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу.

15.    ГОСТ 9012-59. Металлы. Методы испытаний. Измерение твердости по Бринеллю.

16.    ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.

17.    ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

18.    ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

19.    ГОСТ 22536.0-87 - ГОСТ 22536.12-87, ГОСТ 22536.14-87. Сталь углеродистая и чугун нелегированный. Методы анализа.

20.    ГОСТ 27772-88. Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия.

21.    ГОСТ 380-94. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

22.    ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

23.    ГОСТ 7564-73. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний.

24.    ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение.

25.    ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температуре.

26.    ГОСТ 5640-82. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты.

27.    МР 5-81. Расчеты на прочность в машиностроении. Фрактографический метод определения критической температуры хрупкости металлических материалов. ВНИИМАШ, М., 1981.

28.    СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции.

29.    Руководство по наблюдениям за деформациями оснований и сооружений, НИИОСП, 1975 г.

30.    ГОСТ 17177-87. Материалы и изделия строительные теплоизоляционные. Методы контроля.

31.    ГОСТ 22690-88. Бетоны. Определение прочности механическими методами неразрушающего контроля.

32.    ГОСТ 28570-90. Бетоны. Методы определения прочности по образцам, выбуренным из конструкций.

33.    ГОСТ 12730.2-78. Бетоны. Методы определения влажности.

34.    Методические указания по техническому диагностированию и продлению срока службы сосудов, работающих под давлением (РД 34.17.439-96).

35.    Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России (РД 09102-95).

36.    Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96).

37.    СНиП II-23-81*. Стальные конструкции.

38.    ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

39.    ГОСТ 24755-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий.

40.    ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

41.    ГОСТ 26202-84. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

42.    Руководство по расчету стальных конструкций на хрупкую прочность, ЦНИИПСК им. Мельникова, 1983.

43.    Типовая инструкция о порядке безопасного проведения ремонтных работ на предприятиях ТИ-МУ-87 г.

44. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-17097).

45. Сосуды, аппараты, котлы и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля (РД 03-131-97).

46.    Правила безопасности для наземных складов жидкого аммиака (ПБ 03-182-98).

47.    Инструкция по диагностированию технического состояния резервуаров установок сжиженного газа (ИЗ-94). Разработана НИИхиммаш. Согласована Госгортехнадзором России 27.01.1994 г.

48.    СНиП 2.02.01-83. Основания зданий и сооружений.

49.    СНиП 2.03.01-84*. Бетонные и железобетонные конструкции.

50.    СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии.

51.    СНиП II.3.-79. Строительная теплотехника.

52.    ГОСТ 7512-82. Сварные соединения. Радиографический метод.

53.    ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия.

54.    ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара.

55.    ГОСТ 26887-86. Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия.

56.    Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (ПБ 03-246-98).

57.    И5-94. Инструкция по восстановлению паспорта сосуда. Подготовлена НИИхиммаш 24.11.94 г., согласована с Госгортехнадзором России 03.06.95 г.

58.    Инструкция по визуальному и измерительному контролю (РД 34.10.130-96). АНТЦ «Энергомонтаж».

59.    ОСТ 26-2044-83. Швы стыковых и угловых сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методы ультразвукового контроля.

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Общие положения

2.    Конструктивные решения, основные параметры ИР

3.    Организационные мероприятия и порядок проведения комплексного техническогоосвидетельствования ИР

4.    Периодический наружный осмотр ИР и технологического оборудования

5.    Полное техническое освидетельствование ИР

5.1.    Основные положения

5.2.    Анализ технической, эксплуатационной документации ИР и предписанийорганов Г осгортехнадзора России

5.3.    Наружный осмотр ИР в эксплуатационном режиме

5.4.    Обследование технического состояния теплоизоляционных конструкций ИР в эксплуатационном режиме

5.5.    Освидетельствование технологического оборудования ИР

5.6.    Остановка и подготовка ИР к внутреннему обследованию

5.7.    Визуально-измерительный контроль внутренней оболочки ИР

5.8.    Неразрушающие методы контроля целостности внутренней оболочки ИР

5.9.    Определение физико-механических характеристик и структурного состояния материала внутренней оболочки ИР

5.10. Металлографические и электронно-фрактографические исследования структурного и коррозионного состояния основного металла и материала сварных швов внутренней оболочки ИР

5.11.    Определение фактической геометрической формы ИР

5.12. Геодезические измерения неравномерности осадки фундамента и горизонтальности днища ИР

5.13.    Освидетельствование тепловой изоляции ИР

5.14.    Освидетельствование грунтов основания и фундамента ИР

5.15.    Освидетельствование анкерных креплений ИР

5.16.    Испытания внутренней оболочки ИР на прочность и герметичность

5.17.    Оценка технического состояния ИР

5.18.    Расчетная оценка статической, хрупкой и циклической прочности ИР

5.19.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации и назначение сроков следующих полных технических освидетельствований ИР

6.    Частичное освидетельствование ИР в эксплуатационном режиме

7.    Перечень исполнительной документации по результатам полного технического освидетельствования ИР

8.    Оформление и выдача заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам полного технического освидетельствования ИР

9.    Пуск в работу ИР

9.1.    Подготовка к пуску

9.2.    Пуск

Приложение 1 Термины и определения

Приложение 2 Основные физические свойства и параметры изотермического хранения некоторых газов

Приложение 3 Протокол наружного осмотра ИР в эксплуатационном режиме Приложение 4 Протокол визуально-измерительного контроля внутренней оболочки ИР

Приложение 5 Протокол акустико-эмиссионного контроля ИР сжиженных газов Приложение 6 Расстановка датчиков на развертке стенки полупериметра ИР (полистовая сборка)

Приложение 7Протокол ультразвукового контроля сварных соединений Приложение 8 Протокол контроля качества сварных швов цветной дефектоскопией Приложение 9 Протокол магнитопорошкового контроля поверхности материала внутренней оболочки ИР

Приложение 10 Протокол ультразвуковой толщинометрии

Приложение 11 Схема расположения точек измерения толщин стенок и днища

Приложение 12 Протокол проверки геометрической формы

Приложение 13 Протокол геодезических измерений

Приложение 14 Протокол обследования анкерных креплений

Приложение 15 Программа полного технического освидетельствования для определения ресурса дальнейшей безопасной эксплуатации ИР Приложение 16 Заключение экспертизы промышленной безопасности Приложение 17 Эскиз одностенного ИР

Приложение 18 Эскиз двустенного ИР с самонесущей внутренней крышей Приложение 19 Эскиз двустенного ИР с подвесной внутренней крышей Приложение 20 Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки в Инструкции

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ (ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ)

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ*

РД 03-420-01 Москва

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР ПО БЕЗОПАСНОСТИ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ»

2001

Инструкция вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности: шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением (РД 03-380-00 - разработчики: НПК Изотермик, ЦНИИПСК им. Мельникова, Уралхиммаш. Авт. колл.: А.А. Шаталов, Ю.А. Дадонов, В.С. Котельников, Х.М. Ханухов, С.В. Зимина, Е.Ю. Дорофеев, И.В. Гулевский, А.А. Дубов, А.Е. Воронецкий, В.М. Горицкий, Н.Е. Демыгин, И.Д. Грудев, Л.И. Осокин, А.И. Засыпкин, А.Ф. Гуйда); изотермических резервуаров сжиженных газов (РД 03-410-01 - разработчики: НПК Изотермик, ЦНИИПСК им. Мельникова, Северодонецкий Оргхим, НИАП, ГИАП, ГИАП-Дистцентр, ПИИ «Фундаментпроект», Теплопроект. Ав. колл.: А.А. Шаталов, Ю.Д. Комолов, Х.М. Ханухов, А.Е. Воронецкий, Е.Ю. Дорофеев, В.М. Горицкий, Б.М. Гусев, Б.П. Сергеев, В.В. Левченко, В.А. Блохин, В.М. Лебедев, А.А. Дубов, В.Н. Марченко, Н.И. Азаров, Ю.З. Массарский, Б.М. Шойхет, А.В. Горностаев); железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (РД 03-420-01 - разработчики НПК Изотермик. Авт. колл.: Н.Д. Богатов, В.Т. Гладких, Х.М. Ханухов, А.Е. Воронецкий, Е.А. Гузеев, Е.Ю. Дорофеев).

Утверждена постановлением Госгортехнадзора России от 10.09.01 № 40 Вводится в действие 01.01.02

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ*

РД 03-420-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящая Инструкция разработана на основе последних исследований в области обеспечения эксплуатационных качеств железобетонных конструкций с учетом особенности работы резервуаров для хранения нефти, темных и светлых нефтепродуктов.

1.2. Настоящая Инструкция регламентирует порядок обследования прямоугольных и цилиндрических, подземных, обвалованных, частично

•з

обвалованных, наземных, сборных, монолитных, сборно-монолитных железобетонных резервуаров объемом от 500 до 40000 м3 (приложение 3), а также ограждающих железобетонных конструкций казематных резервуаров.

1.3.    Настоящая Инструкция не распространяется на обследование технологического резервуарного оборудования (газоуравнительная система,

дыхательные, предохранительные клапаны, задвижки, арматура трубопроводов, система заземления и молниезащиты, электрооборудование, насоснокомпрессорное оборудование и др.).

1.4.    Настоящая Инструкция предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров в целях оценки технического состояния и разработки рекомендаций по условиям их дальнейшей безопасной эксплуатации, по срокам и степени полноты последующих обследований, в целях установления необходимости ремонта или исключения из эксплуатации.

1.5.    Оценка технического состояния железобетонных резервуаров проводится в два этапа:

частичное наружное обследование резервуара в режиме эксплуатации;

полное техническое обследование резервуара в режиме временного или длительного выведения его из эксплуатации.

1.6.    Оценка состояния резервуаров при полном техническом обследовании производится по результатам выборочного (частичного) или поэлементного (полного) обследования железобетонных конструкций и анализа испытаний физико-механических и физико-химических свойств материалов (бетона, арматуры, облицовок), определения несущей способности сечений и замеров деформаций и трещин в конструкциях и их стыках (а также в защитных облицовках), подвергавшихся механическим, температурным и коррозионным воздействиям технологической среды и климата, в соответствии с требованиями нормативной технической документации.

2.    ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1.    Нормативный срок службы железобетонных резервуаров устанавливается настоящей Инструкцией и принимается равным 30 годам с момента ввода в эксплуатацию.

2.2.    Железобетонные резервуары в процессе эксплуатации в соответствии с настоящей Инструкцией должны регулярно подвергаться частичному наружному и полному техническому обследованию в целях:

своевременного обнаружения и устранения дефектов и повреждений конструкций резервуара для обеспечения его безопасной эксплуатации;

определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов, повреждений, снижения несущей способности железобетонных конструкций или после окончания нормативного срока службы, а также после аварии.

2.3.    Очередность и полнота обследования резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному обследованию должны подвергаться резервуары:

имеющие серьезные дефекты и повреждения (п. 5.9) или в состоянии ремонта после аварии;

находящиеся в эксплуатации 30 лет и более без проводимых ранее полных технических обследований;

находящиеся в эксплуатации более 20 лет, в которых хранятся наиболее агрессивные к железобетонным конструкциям продукты (приложение 4), без проводимых ранее полных технических обследований.

2.4.    Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров проводится инженерно-техническим персоналом предприятия - владельца резервуаров два раза в год с привлечением в случае необходимости экспертных организаций (п. 5.9).

2.5.    Первое полное техническое обследование проводится экспертной организацией через 10 лет с момента ввода в эксплуатацию железобетонного резервуара. Последующее полное техническое обследование проводится по результатам предыдущего в соответствии с табл. 1 (разд. 7) в зависимости от технического состояния резервуара или в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при частичном наружном обследовании (п. 5.9).

2.6.    Текущий осмотр состояния резервуарного оборудования и контроль технологических параметров производится эксплуатационным персоналом в соответствии с Правилами технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15].

3.    ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ СОКРАЩЕНИЯ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Воздействие внешних факторов

3.1.1. Железобетонные конструкции резервуаров в зависимости от их размещения на земле подвергаются воздействию внешних природных

климатических факторов (температура, осадки, грунтовые воды).

3.1.2.    Воздействию температуры и осадков подвергаются наружные поверхности железобетонных конструкций резервуаров. Воздействию грунтовых, в том числе агрессивных вод подвергаются железобетонные конструкции днищ всех видов резервуаров, а также наружные поверхности стен заглубленных и обвалованных резервуаров. Воздействию осадков через утеплитель - грунт могут подвергаться конструкции плит покрытия в случае недостаточной их гидроизоляции.

Интенсивность воздействия по градиентам температур, виду и содержанию коррозионно-активных к железобетону веществ определяется климатическим районом и нормируется по СНиП 2.03.01-84* [10] и СНиП 2.03.11-85 [11].

3.1.3. В бетоне и на арматуре железобетонных конструкций, не имеющих специальной (первичной и вторичной) защиты от коррозии при контакте с агрессивной средой промплощадки резервуара, развиваются процессы коррозии, снижающие долговечность материалов и сроки эксплуатации хранилищ.

3.1.4.    В бетоне возможны три вида коррозии:

выщелачивание;

химическое растворение кислотами, солями кислот;

кристаллизационное разрушение.

3.1.5.    Коррозия первого вида наблюдается в бетоне при обмывании и фильтрации талых вод с малой временной жесткостью, в результате чего происходит растворение и вынос из цементного камня гидроксида кальция Са(ОН^, пассивирующего сталь и предотвращающего коррозию арматуры.

Скорость коррозии бетона определяется скоростью обмена, фильтрации воды и количеством Са(ОН)2 в цементном камне (в расчете на СаО).

3.1.6.    Прочность бетона Rj(i) в условиях коррозии выщелачивания можно определить по формуле: R^t) = Rgi, где Ro - исходная прочность, МПа; g = 1

- 1,5К - ехр(33^)-10-5, К = 0,1 при Qcao = 60 % и К = 0,33 при Qqso = 30 % общего количества СаО в цементе.

3.1.7.    Коррозии первого вида подвержены в основном железобетонные конструкции резервуаров, подтапливаемые талыми водами. Повышение стойкости обеспечивается методами первичной защиты (используют бетоны со структурой высокой плотности, изготовленные на клинкерных, безусадочных цементах с уплотняющими и расширяющимися добавками) или вторичной защиты (пропитка полимеризующими составами, гидроизоляция мастичными полимерными покрытиями) по СНиП 2.03.11-85 [11].

3.1.8.    При коррозии второго вида в бетоне протекают обменные реакции между составляющими цементного камня и химически агрессивными веществами - кислотами, солями кислот. В результате таких реакций образуются легкорастворимые соли или аморфные малорастворимые соединения. Ни те, ни другие не обладают вяжущими и защитными свойствами для стальной арматуры.

3.1.9. Прогноз полного разрушения слоя бетона Rj^t) = 0 на глубину hjQC в условиях второго вида коррозии вычисляется по зависимости hjQC =

•3    -3

где t3KC - время эксплуатации; Кi зависит от концентрации кислот и принимается: при рН = 6 К^ = 1,25-10 см/сут; при рН = 4 К2 = 4,5-10 ; при рН = 1 Кз,

8,5-10-2.

3.1.10. Второму виду коррозии подвержены железобетонные конструкции резервуаров в условиях болотных вод (рН = 6), заболоченных грунтов. К этому виду коррозии относятся и процессы карбонизации бетона под действием углекислоты, образующейся при взаимодействии углекислого газа воздуха в поровой жидкости цементного камня. На начальной стадии карбонизации поверхностный слой бетона уплотняется вследствие выпадения в осадок

карбоната кальция СаСО3 в порах бетона. При увеличении количества углекислоты образуется легкорастворимый бикарбонат кальция Са(НСО3^, который

легко вымывается водой, образует натеки на поверхности, при этом возрастает пористость цементного камня. При карбонизации бетона защитного слоя создаются условия для коррозии арматуры. Наибольшая скорость карбонизации происходит при относительной влажности    воздуха    50-60 %.    Замедление

карбонизации вызывается уменьшением относительной влажности воздуха менее 50 % и повышением ее свыше 85 %.

3.1.11. В железобетонных резервуарах процессы карбонизации развиваются в бетоне защитного слоя из торкретбетона на    наружной поверхности    стенки

и внутренних поверхностях конструкций покрытия (особенно в условиях повышенного давления и вакуума).

Глубину карбонизации защитного слоя (hjoC) можно оценивать в зависимости от В/Ц - водоцементного отношения в бетоне (растворе) по формуле hjoc =

5,0В/Ц - 1,3K, где K. зависит от времени эксплуатации t3KC. При t3KC = 5 лет Rj = 0,3; при t3KC = 10 лет К2 = 0,1; при t3KC    = 20    лет Rj = 0,01.

3.1.12.    Защита бетона от развития процессов коррозии второго вида:

первичная защита - применение бетонов с низким В/Ц; использование цементов с наименьшим содержанием свободного Са(ОН)2 и минеральными

добавками кремнезема, связывающими гидроксид кальция;

вторичная защита - изоляция поверхности бетона пропиточными, лакокрасочными полимерными материалами, облицовками (СНиП 2.03.11-85 [11]).

3.1.13.    Коррозия бетона третьего вида наблюдается, когда в результате капиллярного подсоса солевые растворы проникают в поры бетона, затем при испарении грунтовых вод их концентрация увеличивается и происходит кристаллизация с увеличением объема в 1,5-3 раза, что приводит сначала к уплотнению бетона, потом к появлению трещин и, наконец, к разрушению. К этому виду коррозии могут быть отнесены процессы, происходящие при действии грунтовых вод с повышенным содержанием сульфат-ионов SO-24 (более 400 мг/л). В результате взаимодействия происходит связывание алюминатов цементного камня, образование и рост кристаллов гидросульфоалюмината кальция (эттрингита, который увеличивается в объеме в 4,76 раза) и гипса. Скорость коррозии зависит от концентрации SO-2 в воде и от количества алюминатов в цементном камне, а также от суммарной концентрации солей в грунтах.

3.1.14.    Прочность бетона Rj(i) в условиях развития коррозии бетона третьего вида можно определить по формуле Rj(i) = R^Ym, где gy зависит от содержания в бетоне связанных сульфат-ионов (в пересчете на SO3) во времени. При QSqj = 5 % gy = 0,9; при Qqj = 10 % = 0,5 и при Qqj - 15 % Уш

= 0,1.

3.1.15.    В резервуарах такой вид коррозии может иметь место в железобетонных конструкциях днищ, а также    стен    резервуаров, заглубленных    и

обвалованных грунтом, содержащим ионы сульфатов и хлоридов, или в условиях грунтовых вод.

3.1.16.    Защита бетона от развития процессов коррозии третьего вида:

первичная защита - применение в бетонах цементов с низким содержанием алюминатов (ГОСТ 22266-94 [6]), минеральных, уплотняющих структуру добавок и специальных химических добавок (СНиП 2.03.11-85 [11]), бетонов с низким В/Ц;

вторичная защита - пропитка поверхностей полимерными полимеризующимися составами, покраска бетона полимерными мастичными покрытиями (СНиП 2.03.11-85 [11]).

3.1.17.    В плотном неповрежденном бетоне стальная арматура находится в полной сохранности на протяжении длительного срока эксплуатации при любых условиях влажности окружающей среды, так как наличие щелочной поровой жидкости (рН » 12,5) у поверхности металла способствует сохранению пассивного состояния стали.

3.1.18.    Коррозия арматуры в бетоне может возникать по следующим причинам:

уменьшение щелочности влаги ниже критической (рН < 11,8) путем выщелачивания или нейтрализации кислыми газами (карбонизация) гидроксида кальция Са(ОН)2;

введение в бетон коррозионно-активных добавок (главным образом, хлоридов) или их диффузия из внешней среды; механическое или коррозионное разрушение защитного слоя бетона; образование трещин в бетоне;

активирующее действие хлорид-ионов и сульфат-ионов, которые проникают к поверхности арматуры через дефекты структуры и трещины бетона.

3.1.19.    Для арматуры считается опасным содержание хлоридов более 0,1 -0,3 % массы растворной части бетона. Коррозия стали в присутствии хлор-ионов имеет, как правило, язвенный характер.

3.1.20.    Внезапный хрупкий обрыв в результате развития коррозионных трещин может иметь место без уменьшения диаметра при растрескивании кольцевой предварительно напряженной высокопрочной арматуры Вр-II цилиндрических резервуаров (коррозия под напряжением). Соблюдение

требований СНиП 2.03.11-85 [11] по трещиностойкости защитного слоя бетона исключает возможность хрупкого обрыва высокопрочной преднапряженной арматуры. Толщина защитного слоя при этом должна быть не менее 25 мм при марке бетона на водонепроницаемость W6 и W8.

3.1.21. Хрупкий обрыв при растрескивании преднапряженной арматуры панелей стен, колонн, балок и плит покрытия не может произойти, так как эти

конструкции армированы, как правило, механически упрочненной арматурой класса A-III и А-IV, в которой процессы такого характера не имеют места.

3.1.22.    Для защиты арматуры от коррозии ее оголенные участки обрабатывают ингибиторами коррозии (нитраты, бура), затем восстанавливают и обеспечивают сохранность защитного слоя бетона от всех видов коррозии (пп. 3.1.5, 3.1.8, 3.1.13) и от воздействия агрессивной среды (СНиП 2.03.11-85 [11]).

3.1.23.    Прочность неповрежденного бетона при отсутствии коррозионных процессов увеличивается продолжительное время, измеряемое годами, так как в цементном камне всегда есть непрогидратированные зерна, которые, реагируя с водой, образуют новые соединения, упрочняющие бетон. Увеличение прочности может достигать 10-30 % за 5-10 лет.

3.1.24.    Прочность поврежденного бетона, наоборот, может уменьшаться в зависимости от скорости коррозии, разрушающей структуру цементного камня (раздел 3 настоящей Инструкции). Возможное уменьшение прочности бетона в длительные сроки необходимо рассматривать в каждом отдельном случае с оценкой агрессивности сред (СНиП 2.03.11-85 [11]), условий эксплуатации и контролем прочности неразрушающими методами (пп. 6.4.9, 6.4.10) при полном техническом обследовании.

3.2. Воздействие технологических факторов

3.2.1.    Железобетонные конструкции резервуаров в процессе эксплуатации подвергаются воздействию технологических факторов (агрессивные адсорбционно-активные органические вещества хранимых нефтепродуктов, температура, давление, вакуум).

3.2.2.    Скорость проникновения нефти и нефтепродуктов в структуру бетона зависит от его пористости, непроницаемости и влажности. С увеличением влажности увеличивается количество пор и капилляров бетона, заполненных жидкой фазой, поэтому проникновение затруднено.

3.2.3.    Коррозионная активность нефти зависит от количества серы в ней, сорбционная активность нефтяных сред по отношению к бетону возрастает по мере увеличения в их составе полярных смол и располагается в следующем порядке: керосин, дизельное топливо, сернистый мазут, сернистая нефть, сырая нефть. Нефть и нефтепродукты по воздействию на бетон нормальной плотности (W4) являются агрессивными веществами и по СНиП 2.03.11-85 [11] степень их активности нормируется от сильноагрессивной (кислый гудрон), среднеагрессивной (нефть) до неагрессивной (бензин) (см. приложение 4) и требует вторичной защиты бетона внутренней поверхности резервуара (п. 6.7).

3.2.4. Легкие нефтепродукты (бензин и керосин) в течение трех-пяти лет воздействия снижают на 10-15 % первоначальную прочность бетона. Дизельное топливо за это же время снижает прочность бетона до 10 %.

3.2.5. Для определения прочности бетона в слое, пропитанном темными нефтепродуктами (мазут, сернистая и сырая нефть) при полном техническом обследовании рекомендуется применять формулу    R(t)    =    Reo(1    - 0,1t3KC),    где    t3KC    - продолжительность воздействия нефтепродуктов на бетон, годы;    Reo    -

исходная прочность бетона, МПа; 0,1 - коэффициент, показывающий интенсивность снижения прочности во времени.

3.2.6.    Формула справедлива в течение 7-8 лет после начала пропитки бетона темными нефтепродуктами. В более продолжительные сроки воздействия нефтяных сред прочность бетона ориентировочно можно считать 1/3 первоначальной, более точно определяют неразрушающими методами (п. 6.4.9).

4. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1.    Организация и проведение работ по частичному наружному обследованию является обязанностью владельца резервуаров. В случае необходимости привлекается экспертная организация (п. 5.9).

4.2. Экспертные организации, выполняющие работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров, должны иметь лицензии на проведение таких работ, полученные в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.

4.3.    Работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров выполняются экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией по контролю и оценке конструкций, а также имеют обученных специалистов.

4.4.    Полное техническое обследование производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар в соответствии с положениями раздела 6 настоящей Инструкции. Минимальное количество и места инструментальных измерений определяются согласно пп. 6.3.14, 6.4.5,

6.4.9, 6.4.11-6.4.13 и Схеме обследования железобетонных резервуаров с минимальным количеством инструментальных измерений (приложение 2), уточняются после изучения комплекта технической документации (пп. 4.5-4.7), визуального осмотра на месте и окончательно указываются в Программе обследования. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные ранее работы по ремонту или реконструкции.

Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются экспертной организацией, выполняющей обследование, и утверждаются руководителем предприятия - владельца резервуаров.

4.5.    Организация проведения работ по полному техническому обследованию выполняется силами владельца резервуаров и включает в себя подготовку хранилища и передачу исполнителю работ комплекта эксплуатационно-технической документации:

сдаточную документацию на строительство резервуара; эксплуатационную документацию.

4.6.    Сдаточная документация на строительство резервуара должна содержать: комплект рабочих чертежей резервуара, его оборудования и защитных устройств;

акты на скрытые работы (устройство подготовки основания резервуара, устройство дренажа, арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличивание стыков железобетонных конструкций, навивка кольцевой преднапряженной арматуры в цилиндрических резервуарах, торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара, устройство гидроизоляции);

документы о согласовании отступлений от чертежей при строительстве резервуара (в том числе Журнал производства работ);

паспорта, подтверждающие марку бетона, класс арматуры;

паспорта на сборные железобетонные конструкции, акты натяжения арматуры;

акты испытаний резервуара на герметичность и на газонепроницаемость покрытия;

акты монтажа и испытания технологического оборудования;

Журнал производства сварочных работ;

акт приемки в эксплуатацию резервуара после окончания строительства (в том числе журнал и акты геодезических работ). акт проверки заземляющих устройств; акт замера сопротивления растекания тока.

4.7.    Эксплуатационная документация должна содержать:

Технический паспорт резервуара;

калибровочные таблицы;

Технологическую карту резервуара;

правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров;

Журналы текущего обслуживания;

Журнал регистрации нивелирных отметок резервуара;

Журнал замеров температуры в резервуаре;

Журнал осмотра состояния заземляющих устройств и молниезащиты;

Журнал защиты от статического электричества;

Журнал по проведению осмотров, ремонта резервуара и резервуарного оборудования;

Журнал оперативных распоряжений и приказов;

Журнал эксплуатации дренажной системы;

сведения о наличии утечек нефти и нефтепродуктов с выходом на рельеф, в проходные каналы, камеры управления;

сведения о выполнении мероприятий по подготовке железобетонных резервуаров к эксплуатации в осенне-зимний период и период паводка; план действий по ликвидации аварий и аварийных ситуаций, по проведению аварийных тренировок; предписания надзорных органов.

4.8.    В случае отсутствия технической документации владельцем должен быть представлен Паспорт на основании детальной инвентаризации всех частей и конструкций.

4.9.    Подготовка резервуара к полному техническому обследованию включает: опорожнение и дегазацию резервуара;

очистку поверхностей железобетонных конструкций от нефтепродуктов, отмывку бетона, закладных деталей и облицовок в местах,

указанных в


Программе обследования;

монтаж лесов, подмостей, обеспечивающих доступ к местам инструментальных измерений, указанных в программе обследования; монтаж страховочных устройств к конструкциям, находящимся в неработоспособном (аварийном) состоянии (п. 7.8); отрывку шурфов и каналов снаружи резервуара согласно Программе обследования; подготовку покрытия резервуара к испытаниям на газонепроницаемость и осадку (пп. 5.3-5.7);

инструктаж специалистов организации-исполнителя по правилам техники безопасности и противопожарной безопасности; выделение вспомогательного персонала и специалистов-технологов для участия в обследовании; обеспечение средствами личной защиты (шланговыми противогазами, касками, спецодеждой, обувью); монтаж освещения для проведения подготовительных работ и полного технического обследования; обеспечение мер пожаровзрывобезопасности.

4.10.    Определение физико-механических характеристик бетона и арматуры в железобетонных конструкциях резервуаров должно проводиться в полном соответствии с требованиями нормативных документов на эти виды испытаний [1-9, 18, 20].

4.11.    На выполненные при полном техническом обследовании резервуаров работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию согласно Правилам технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15] и СНиП 3.03.01-87 [12] (акты, протоколы, журналы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуаров, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.

5. ЧАСТИЧНОЕ НАРУЖНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1.    Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров проводится два раза в год для своевременного обнаружения в конструкциях дефектов и принятия соответствующих мер по их устранению, то есть упреждению аварийных ситуаций.

5.2.    Частичное наружное обследование проводится инженерно-техническим персоналом предприятия-владельца резервуара без остановки резервуара в целях оценки технического состояния хранилища в режиме эксплуатации.

5.3.    При частичном наружном обследовании необходимо произвести следующий объем работ: проверку состояния комплекта технической документации (согласно пп. 4.5-4.7);

проверку состояния водоотводных канав и водоотводных систем, дренажных колодцев, грунтовой обсыпки, откосов, отмостки снаружи по периметру резервуара;

проверку состояния защитного слоя бетона верхнего пояса кольцевой предварительно напряженной арматуры стенки резервуара, наружных поверхностей стеновых панелей и их стыков в местах обвала или размыва фунтовой обсыпки либо в контрольных шурфах, если таковые имеются;

проверку состояния покрытия, выявление дефектов и степени его разрушения (выборочно в трех-четырех местах после расчистки грунтовой засыпки или после слива водяного экрана), состояния монтажных и световых люков и люка-лаза на покрытии; проверку состояния металлоконструкций - лестниц, площадок, эстакад и др.;

проверку герметичности резервуара (в трех-четырех контрольных скважинах по периметру резервуара, одна из которых в районе места ввода продуктопровода, или по выходу продукта на поверхность грунта в случае перелива, или по появлению продукта в дренажных колодцах или контрольных трубках);

проверку осадки резервуара нивелировкой покрытия в точках, указанных в Журнале регистрации нивелирных отметок, - производится два раза в год в первые 5 лет эксплуатации, далее один раз в 5 лет;

испытание покрытия резервуара на газонепроницаемость (пп. 5.4-5.7);

контроль уровня водяного экрана на покрытии - производится один раз в неделю эксплуатационным персоналом.

5.4.    Для испытания покрытия резервуара на газонепроницаемость применяется способ измерения падения ранее созданного давления в резервуаре в течение определенного времени.

При использовании этого способа можно определять газонепроницаемость покрытия после каждого частичного или полного заполнения резервуара.

5.5.    Измерение давления в газовом пространстве резервуара осуществляется в момент окончания поступления нефти в резервуар после полного закрытия задвижек, при этом система газовой обвязки должна быть отключена.

5.6.    Давление в газовом пространстве резервуара измеряется U-образным водяным манометром, подключенным к штуцеру на одном из люков покрытия.

5.7.    Резервуар считается выдержавшим испытание покрытия на газонепроницаемость, если созданное в нем давление в течение часа уменьшается не более чем на 70 %.

5.8.    Результаты проведенных работ при частичном наружном обследовании (п. 5.3) фиксируются в Журнале осмотра железобетонного резервуара (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]).

5.9.    Для проведения полного технического обследования резервуара необходимо привлекать экспертную организацию, если при частичном наружном обследовании выявлены следующие дефекты, повреждения и нарушения требований эксплуатационно-технической документации:

отслоение защитного слоя бетона, оголение кольцевой предварительно напряженной арматуры наружной стенки резервуара на площади более 1 м ; сквозные трещины и разрушения на покрытии;

отрицательный результат при повторных испытаниях покрытия на газонепроницаемость (п. 5.7); нарушение герметичности резервуара (п. 5.3); неравномерная осадка резервуара [15]; в случае перелива продукта (п. 5.3).

Во всех вышеперечисленных случаях необходимо вывести резервуар из эксплуатации и подготовить его в соответствии с п. 4.9 для полного технического обследования.

5.10.    Обследование состояния резервуарного оборудования (п. 1.3) производится силами предприятия-владельца. При необходимости привлекаются экспертные организации.

6. ПОЛНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1. Общие положения

6.1.1.    Полное техническое обследование железобетонных резервуаров проводится в соответствии с положениями раздела 2 и включает: анализ комплекта технической документации (пп. 4.5-4.7);

обследование наружных поверхностей стен резервуаров;

обследование конструкций внутри резервуара - колонн, балок, плит, стенок и днища; обследование покрытия;

обследование элементов вторичной защиты стенок и днища; обследование места ввода продуктов и приемо-раздаточных патрубков; определение осадки и герметичности резервуара.

6.2. Анализ комплекта эксплуатационно-технической документации

6.2.1.    При анализе эксплуатационно-технической документации устанавливается ее комплектность и собираются следующие сведения: технические характеристики резервуара - форма (прямоугольная, цилиндрическая), конструкция (монолитная, сборная, сборно-монолитная); основные размеры, объем;

данные о конструкции стенок, днища (материал, тип и размеры) и их вторичной защите;

данные о плитах покрытия (ребристые, плоские, размеры и форма);

данные о фундаментах колонн и стеновых панелей;

данные об основании (бетонная подготовка, гидроизоляция, песчаный слой);

данные по изготовлению и монтажу резервуаров (проектная организация и номер типового проекта, монтажная организация, даты начала и окончания строительства резервуара, монтажа вторичной защиты днища и стен, монтажа оборудования, отступления от проекта в процессе сооружения, виды и результаты испытаний);

данные о режиме эксплуатации резервуара и видах хранимых в нем продуктов;

данные о проведенных ранее частичных наружных и полных технических обследованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту;

данные о проведенных ремонтах с указанием характера и объема произведенных работ;

данные предписаний надзорных органов.

6.3. Обследование наружных поверхностей стен резервуаров

6.3.1.    Обследование наружных поверхностей стен резервуаров предусматривает:

а) обследование состояния защитного слоя торкретбетона (торкретраствора), наличие в нем повреждений - усадочных трещин, коррозии (п. 3.1.4) цементного камня и мелкого заполнителя (карбонатных частиц), глубину карбонизации;

б)    обнаружение признаков коррозии арматуры под защитным слоем, пятен ржавчины, отслоений бетона продуктами коррозии стали;

в)    замеры коррозионных дефектов на арматуре - глубины язв при язвенной коррозии и толщины продуктов коррозии при равномерной коррозии;

г)    обследование состояния гидроизоляции - ее вида, сплошности, остаточной толщины, вида и размера дефектов.

6.3.2.    Для оценки состояния наружного защитного слоя торкретбетона необходимо выполнить четыре шурфа примыкания глубиной до 2,5 м. Расположение одного из шурфов в плане устанавливается в месте анкеровки навитой предварительно напряженной кольцевой арматуры согласно проектным чертежам, других - в местах наибольшего провала грунтовой обсыпки по периметру резервуара. По результатам обследования решается вопрос

о необходимости проведения обследования на большей глубине.

6.3.3.    Освобожденные от грунта поверхности торкретного покрытия наружной стенки железобетонного резервуара дополнительно очищаются деревянными скребками, водой под давлением и капроновыми щетками.

6.3.4.    Состояние очищенной поверхности торкретбетона, наличие продуктов коррозии и характер трещин определяются в соответствии с пп. 6.4.6 и 6.4.7 настоящей Инструкции.

6.3.5.    Для определения участков отслоившегося торкретного покрытия его простукивают деревянным молотком по всей площади очищенной поверхности. При наличии отслоений - звук дребезжащий или глухой, у прочного покрытия - звонкий. Толщина защитного слоя в местах отслоения определяется линейкой с точностью до 1 мм.

6.3.6.    Толщину защитного слоя торкретбетона на неразрушившихся участках определяют магнитным прибором, удовлетворяющим требованиям ГОСТ22904-93 [8].

6.3.7.    Глубина карбонизации участков торкретбетонного покрытия и наличие агрессивных для стали ионов хлора определяются в соответствии с п. 6.4.6.

6.3.8.    В местах с удаленным защитным торкретбетонным слоем оценивается напряженное состояние кольцевой арматуры прибором с собственной базой.

6.3.9.    Степень коррозии предварительно напряженной арматуры на вскрытых участках оценивается визуально в процентах. Изменение диаметров арматуры фиксируется штангенциркулем после удаления продуктов коррозии.

6.3.10.    При предусмотренной защитной бетонной оболочке верхнего пояса многослойной предварительно напряженной арматуры оценивается ее состояние по наличию трещин (п. 6.4.7) и по степени коррозии бетона (п. 6.4.6).

6.3.11.    Все дефекты и отслоения защитного торкретбетонного покрытия фиксируются на схеме в Ведомости дефектов на стены резервуара, а на конструкции отмечаются несмываемой краской.

6.3.12.    В железобетонных резервуарах в зонах отсутствия кольцевой предварительно напряженной арматуры оценивается состояние бетона панелей

наружной стенки резервуара после выполнения шурфов в грунте (п. 6.3.2).

6.3.13.    В местах, освобожденных от грунта, определяется состояние гидроизоляции, наличие продуктов коррозии бетона (пп. 3.1.5, 3.1.13), характер и ширина раскрытия трещин (п. 6.4.7), прочность бетона неразрушающими методами контроля (п. 6.4.9), величина защитного слоя бетона (п. 6.4.4) и степень коррозии арматуры (п. 6.4.15) в панелях наружной стенки резервуара.

6.3.14.    Минимальное количество участков инструментальных измерений в пп. 6.3.6-6.3.9, 6.3.13 принимается по три равномерно по высоте в каждом шурфе.

6.4. Обследование железобетонных конструкций внутри резервуаров

6.4.1.    Обследование железобетонных конструкций внутри резервуара включает в себя визуальные оценки и инструментальные определения.

6.4.2. Железобетонные конструкции внутри резервуара (колонны, балки, плиты перекрытия и стены) предварительно осматриваются визуально, при этом устанавливаются:

наличие выцветов на бетоне, признаки коррозии (пп. 3.1.5, 3.1.8, 3.1.13, 3.2.3);

наличие пустот или отслоение бетона («бухчение»), вывалы бетона из полок, ребер, защитных слоев, высолов;

следы местного увлажнения, натеки высолов, ржавчины; трещины в бетоне;

наличие обнаженной арматуры и трещин в ней, глубина язв и слоев ржавчины;

нарушение анкеровки, отсутствие приварки закладных деталей;

состояние площадок опирания конструкции, их провисы и выпучивание;

состояние вторичной защиты днища и стен.

В результате визуальных оценок устанавливаются конструкции, на которых производится инструментальное определение: геометрических размеров сечений элементов конструкций; деформированного состояния конструкций;

прочности бетона с поврежденной коррозией структурой и неповрежденной, отборы проб для лабораторных исследований; сечений арматуры в зонах коррозии и в местах вскрытия;

толщины листа облицовок днища и стен, сплошность швов сварки и прочность анкеров крепления облицовки к бетону.

6.4.3.    На вскрытых участках в местах отслоений бетона и оголения арматуры необходимо определять толщину защитного слоя металлической линейкой с точностью до 1 мм со стороны, где толщина имеет минимальную величину.

6.4.4.    При определении толщины защитного слоя на неповрежденных участках конструкций магнитным методом по ГОСТ 22904-93 [8] необходимо строить градуировочные зависимости различных толщин защитных слоев для разных диаметров арматуры.

6.4.5.    Участки для контроля защитного слоя бетона следует располагать в местах повышенного раскрытия трещин: в колоннах - в местах сопряжения с балкой, в средней и нижней части;

в балках и плитах покрытий - в опорной части и в середине пролета.

6.4.6.    В целях оценки сохранности арматурной стали в местах отслоения и измененных цветов бетона следует определять глубину карбонизации бетона на свежем сколе после нанесения 1 % -ного раствора фенолфталеина в этиловом спирте. Линейкой с точностью до 0,5 мм измеряют расстояние от поверхности бетона до границы слоя, окрашенного фенолфталеином в ярко-малиновый цвет. Полученная величина равна толщине нейтрализованного слоя бетона, и чем она больше, тем меньше плотность бетона. Наличие агрессивных для стали хлор-ионов определяют качественно с помощью 1 %-ного раствора азотнокислого серебра (по появлению белого налета).

6.4.7.    При предварительном визуальном обследовании необходимо определить природу коррозионных дефектов, вид трещин, их особенности и причины возникновения (усадочные, коррозионные, трещины от нагрузки, механические и т.д.). Ширину раскрытия трещины определяют в местах максимального раскрытия шаблонами или микроскопом МПБ-2 или ультразвуковым импульсным методом. При наличии трещин, имеющих ширину раскрытия более 0,3 мм, необходимо определить состояние арматуры и бетона конструкций путем вскрытия.

6.4.8.    При оценке состояния бетона железобетонных конструкций внутри резервуара определяют:

наличие крупных пор;

степень неуплотнения (каверны, пустоты, полости);

соотношение крупного заполнителя и цементного камня;

механическое и коррозионное разрушение растворной части и заполнителя.

6.4.9.    Прочность бетона в железобетонных конструкциях внутри резервуара следует определять неразрушающими методами контроля по ГОСТ 22690-88 [7]: отрыв со скалыванием и (или) по величине пластических и упругопластических деформаций. Места участков испытаний на прочность должны располагаться в зонах конструкции, работающих преимущественно на сжатие:

в оголовке, в средней и нижней части колонны;

на опорах и в верхней части середины пролета балок и плит покрытий;

в зонах анкеровки самозаанкеривающейся преднапряженной арматуры в ребристых плитах покрытия, панелей стен и балок.

6.4.10.    Для получения более точных данных по прочности бетона, глубине коррозии, глубине пропитки необходимо дополнительно к вышеуказанным методам применять метод извлечения из конструкций образца бетона (кернов, кубов) в местах, свободных от арматуры (ГОСТ 28570-90 [9]). Контрольную прочность бетона допускается определять по результату испытаний одного образца в лабораторных условиях.

Ультразвуковой метод определения прочности используют в соответствии с ГОСТ 17624-87 [4].

6.4.11.    Количество участков для определения прочности бетона следует принимать не менее трех на одной конструкции или в зоне конструкции при оценке по средней прочности бетона и не менее двенадцати для одной конструкции или группы конструкций при статической оценке прочности бетона для поверочных расчетов.

6.4.12.    Количество участков для определения прочности бетона в конструкции методом отрыва со скалыванием должно быть не менее трех. Прочность бетона определяется по градуировочным зависимостям по величине усилия отрыва (ГОСТ 22690-88 [7]). В местах вырывов определяют размеры слоев с измененной структурой вследствие ее пропитки нефтепродуктами и (или) коррозии.

6.4.13.    Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефтепродуктов в сечения конструкций или глубины повреждения бетона коррозией определяют визуально. Отбор проб производится сверлением или бурением послойно. Размер слоя соответствует размеру крупного заполнителя. Количество проб, отбираемых для исследований, - не менее трех от каждой зоны обследований. Масса проб для определения веществ в составе бетона - 50100 г, отбираются куски бетона размером 10-15 см по поверхности и 50-70 мм в глубину.

Места отбора проб омоноличиваются раствором состава 1: 3 (цемент: песок).

6.4.14.    При обследовании состояния сопряжений железобетонных конструкций (колонн с балками, плит покрытия с балками) фиксируются площадки опирания, наличие и размеры трещин в сопряжениях, их характер и распространение. При вскрытии сопряжения визуально устанавливают:

взаимное положение элементов конструкций, площади опор;

плотность бетона, наличие в нем раковин и пустот, продуктов коррозии;

состояние сварных монтажных швов, их длину и высоту, наличие и размеры участков непроваров, степень коррозии, наличие трещин;

окраску бетона в месте контакта с закладной деталью или арматурой (есть ли следы ржавчины);

состояние закладных деталей и арматуры.

Прочность бетона в сопряжениях определяют неразрушающими методами контроля (п. 6.4.9). После обследования вскрытый участок омоноличивается раствором 1:3.

6.4.15.    Состояние арматуры оценивают на вскрытых участках длиной 40-50 см по характеру коррозии поверхности (тонкий налет ржавчины, отдельные пятна, сплошная равномерная, неравномерная, слоистая, местная в виде язв, точечная) и по толщине, глубине и плотности продуктов коррозии. Глубину и толщину коррозионных поражений определяют с помощью микрометра или микроскопа МПБ-2 в зависимости от характера коррозии.

6.4.16.    При предварительном обследовании железобетонных конструкций состояние арматуры можно оценить визуально в процентах. Для арматуры периодического профиля необходимо отмечать остаточную выраженность рифов после зачистки.

6.4.17.    Все дефекты и повреждения, участки инструментальных измерений и отбора проб фиксируются на схеме Ведомости дефектов железобетонных конструкций внутри резервуара.

6.5. Обследование покрытия резервуаров

6.5.1.    Перед обследованием покрытия из эксплуатационной документации следует выяснить, наблюдались ли деформации покрытия в результате перелива нефти, нефтепродуктов или из-за каких-либо других механических воздействий.

6.5.2.    Перед обследованием покрытия при наличии водяного экрана необходимо слить воду и очистить поверхность от ила. В случае грунтовой засыпки обследование проводить выборочно, расчищая для этого грунт в трех-четырех местах. При необходимости эти места промываются водой, продуваются сжатым воздухом.

6.5.3.    При предусмотренной гидроизоляции покрытия из битумной обмазки, цементной стяжки фиксируют характер дефектов, величину и количество трещин на ней (п. 6.4.7), места разрушений.

6.5.4.    При обследовании монтажных, световых люков и люка-лаза на покрытии следует определять глубину коррозии металла несущих элементов, состояние уплотняющих прокладок и верхнего слоя бетона вокруг люков.

6.5.5.    При визуальном осмотре внутренних поверхностей железобетонных конструкций покрытия визуально оценивают и фиксируют: деформированное состояние балок и плит (их провисы более 20-30 мм);

наличие обрушения бетона полок и защитного слоя бетона (на площади более 1 м2);

вывалы фрагментов бетона из конструкций и мест их сопряжений (более 50-100 мм);

оголение рабочей арматуры в растянутой части сечения на длину 300-500 мм и более, ее обрывы;

изломы продольных ребер плит, изломы самих плит;

вырывы стальных закладных деталей;

отколы бетона в зонах опирания плит и балок;

смещения с опор плит и балок более 20-30 мм;

наличие наклонных трещин у опор и в пролете, раскрытых более 1 -2 мм; наличие коррозионных трещин вдоль арматуры.

По окончании визуального осмотра определяются участки и количество инструментальных измерений.

6.5.6.    При инструментальном обследовании плит покрытия измеряют геометрию сечений, прочность бетона в сжатой зоне на опорах и в верхней части середины пролета. Выявляются количество, характер и величина раскрытия трещин (п. 6.4.7), глубина карбонизации, наличие хлор-ионов (п. 6.4.6) и величина защитного слоя бетона (п. 6.4.4). Прочность бетона плит покрытия определяется неразрушающими методами (пп. 6.4.9-6.4.12), состояние арматуры - в соответствии с п. 6.4.15.

6.5.7.    Прогибы и смещение элементов покрытия измеряют геодезическими инструментами или другим способом с точностью не менее 1 мм. Предельно допустимые прогибы для балок - не более 1/200 (20 мм), для плит покрытия - не более 1/200 (25 мм).

При обследовании плит, имеющих прогибы, следует обратить особое внимание на сплошность бетона в стыках с соседними плитами, на наличие трещин в них и величину смещений по вертикали одной плиты относительно другой и на площадки опирания на балки и панели стен.

6.5.8.    В стыках плит и сопряжениях крайнего ряда плит со стенкой резервуара измеряется величина раскрытия трещин (п. 6.4.7), прочность бетона замоноличивания (п. 6.4.9) и состояние закладных деталей и арматуры (п. 6.4.15).

6.5.9.    Составляются эскизы плит, балок и Ведомость дефектов на покрытие с описанием характера и зарисовкой на схеме мест расположения повреждений и отклонений и мест определений свойств и отбора проб.

6.6. Обследование стенок и днища резервуаров

6.6.1. При обследовании стенок и днища железобетонного резервуара сначала необходимо провести инструментальный обмер геометрических параметров:

вертикальности стенки с помощью отвеса или теодолита;

отклонения стенки от окружности по высоте в цилиндрических резервуарах;

величины неравномерной осадки (пучения) днища с помощью нивелира.

6.6.2.    Бетонные поверхности стенки, днища, узлов сопряжения днища со стенкой и стыков панелей стенки обследуются на наличие трещин, возникновение и ширину их раскрытия (п. 6.4.7).

6.6.3.    В местах расположения трещин и на дефектных участках днища и внутренней поверхности стенки определяется глубина пропитки нефтью и нефтепродуктами с помощью линейки или микроскопа МПБ-2. Бетон, пропитанный на глубину не более 20 мм, считается непораженным.

6.6.4.    Прочность бетона днища, стенок, бетона замоноличивания в стыках панелей стенки и узлов сопряжений стенки с днищем определяют неразрушающими методами (п. 6.4.9).

6.6.5.    Для более точного определения прочности бетона внутренней стенки и днища железобетонного резервуара, пропитанного нефтью и нефтепродуктами на глубину более 20 мм, рекомендуются отбор кернов из указанных конструкций и испытания проб бетона лабораторным путем (ГОСТ 28570-90 [9]).

6.6.6.    Водонепроницаемость бетона днища и стенок определяют лабораторным испытанием образцов, извлеченных из конструкции согласно ГОСТ

12730.5-84* [3]. Марка по водонепроницаемости должна быть не менее W8 (СНиП 2.03.11-85 [11]).

6.6.7.    Состояние монолитных угловых участков стен оценивается аналогично п. 6.4.7, причем в ненапряженных резервуарах при отсутствии специальных защитных мероприятий ширина раскрытия трещины должна быть не более 0,1 мм.

6.6.8.    По результатам обследования составляются Ведомость дефектов в плитах стенки и днища резервуара с описанием характера и зарисовкой на схеме мест расположения повреждений и отклонений, а также акты лабораторных испытаний проб бетона и места их отбора на конструкциях.

6.7. Обследование элементов вторичной защиты (облицовок и окрасок) панелей стен и днища резервуаров

6.7.1.    В железобетонных резервуарах, предназначенных для хранения агрессивных к бетону нефтепродуктов (приложение 4), на внутреннюю поверхность стен и днища наносится вторичная защита, предотвращающая пропитку пористой структуры бетона и утечки нефтепродуктов. Материалы, применяемые для вторичной защиты бетона: листовая сталь толщиной 3-4 мм, листы асбошифера, тиоколовые листы, тиоколовые мастики (для окраски бетона).

6.7.2. При обследовании облицовок визуально оценивается сплошность материала листов и стыков, зоны отслоений, коррозии, состояние элементов крепежа.

6.7.3. При обследовании уплотняющих бетон окрасок визуально оценивается сплошность покрытий, участки повреждений, вздутий, отслоений от бетона.

6.7.4.    Места нарушения сплошности листовых и окрасочных облицовок фиксируются на эскизах и заносятся в Ведомость дефектов на облицовку и окраску панелей стен и днищ.

6.8. Обследование приемо-раздаточных патрубков и места их ввода

6.8.1.    При обследовании очищенного от загрязнений места ввода патрубков необходимо произвести визуальный осмотр в целях определения мест утечки нефти и нефтепродуктов. При наличии утечек следует оценивать глубину пропитки бетона (п. 6.6.3).

6.8.2.    Обследование места ввода проводится через проходной канал. При отсутствии проходного канала необходимо отрывать вертикальный или наклонный шурф в грунтовой обсыпке резервуара.

6.8.3.    Наряду с обследованием места ввода оценивается состояние железобетонных конструктивных элементов проходного канала (п. 6.3.13).

6.8.4. В Ведомости дефектов на приемо-раздаточные патрубки указываются и зарисовываются на схеме места утечек нефти и нефтепродуктов, а также выявленные повреждения железобетонных конструкций проходного канала.

6.8.5.    Обследование приемо-раздаточных патрубков необходимо производить при помощи толщиномеров типа УТ-93П, УТ-96 и их аналогов во взрывобезопасном исполнении, позволяющих измерять толщину металла в интервале от 0,2 до 50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С.

6.8.6.    В первую очередь следует производить измерение толщины металла приемо-раздаточных патрубков в местах резкого изменения направления движения жидкости (тройники, отводы). Измерение можно производить как при заполненных жидкостью, так и при пустых трубах.

6.8.7.    В местах проведения замеров необходимо очищать поверхность от загрязнений, краски и продуктов коррозии до металлического блеска.

6.8.8.    Настройку приборов следует производить в соответствии с требованиями заводских инструкций. Исправность приборов определяется контрольными замерами на эталонных образцах.

6.8.9.    К проведению обследования приемо-раздаточных патрубков допускаются квалифицированные специалисты, имеющие специальную подготовку и удостоверение, подтверждающее их право на оценку качества металла по результатам обследования.

6.8.10.    По результатам обследования составляется ведомость дефектов на приемо-раздаточные патрубки с указанием мест измерения, толщин металла, характера коррозии.

6.9. Определение осадки и герметичности резервуаров

6.9.1.    Величина неравномерной осадки железобетонного резервуара определяется с помощью нивелира, так же как и при частичном наружном обследовании (п. 5.3).

6.9.2.    Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования в центральной точке покрытия и в точках покрытия над стенкой. Привязку отметок точек нивелирования следует проводить к постоянному реперу.

6.9.3.    Определение степени герметичности резервуара и испытание покрытия на газопроницаемость проводятся аналогично п. 5.3 и пп. 5.4-5.7 частичного наружного обследования.

6.9.4.    При необходимости герметичность и осадка железобетонных резервуаров определяются путем гидравлических испытаний согласно Правилам технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15].

6.9.5.    По результатам определения осадки резервуара, гидравлического испытания и испытания покрытия на газонепроницаемость составляются соответствующие акты (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]).

7. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОНСТРУКЦИЙ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

7.1.    По результатам обследования на основании полученных данных необходимо различать виды дефектов и повреждений, мало влияющие на свойства конструкции, и опасные, снижающие прочностные и деформативные свойства конструкции.

7.2.    По результатам полного технического обследования в зависимости от видов и количества дефектов несущие конструкции (панели стен, колонны, балки и плиты) железобетонных резервуаров в зависимости от их состояния можно отнести к одной из четырех категорий технического состояния конструкций:

1)    исправное;

2)    работоспособное;

3)    ограниченно работоспособное;

4)    неработоспособное (аварийное).

7.3.    Ограниченно работоспособное состояние подразделяется в свою очередь на две категории технического состояния конструкций:

а) III (а) - ограниченно работоспособное состояние со сроком эксплуатации от 1 до 3 лет (или до 5 лет при условии полной уборки снега, ограничения вакуума и избыточного давления на 50 %);

б)    III (б) - ограниченно работоспособное состояние с максимальным сроком эксплуатации до 1 года (при условии ограничения по снеговым нагрузкам 100 %, избыточного давления и вакуума на 50 %, а также при необходимости проведения работ по разгрузке и страховочному усилению).

7.4.    Состояние резервуара считается исправным при отсутствии дефектов или если имеют место следующие дефекты и повреждения:

трещины от усадки бетона или расчетной нагрузки - на ребрах или нижней плоскости плит покрытия, плоскостях балок, колонн, днища, панелей стенки в стыках, в торкретбетоне при шири не раскрытия 0,15 (0,1) мм, допустимой по СНиП 2.03.11-85 [11] и не влияющей на несущую способность конструкций;

сколы бетона (менее 0,05 % площади сечения элементов) от механических воздействий в растянутой зоне балок, плит покрытий, панелей стен, ребер колонн, которые мало влияют на несущую способность конструкций;

прочность бетона, определенная неразрушающими методами и лабораторными испытаниями проб, во всех железобетонных конструкциях резервуаров

не ниже нормативной проектной;

величина защитного слоя торкретбетона и бетона сборных и монолитных железобетонных конструкций на отдельных участках (не более 20 % общего числа замеренных) меньше проектной на 5,0 мм;

величина прогибов балок и плит покрытия в середине пролета не превышает 30 мм, допустимых по СНиП 2.03.01-84* [10];

потери площади сечения рабочей арматуры в сборных и монолитных железобетонных конструкциях нет, поверхность арматуры при вскрытии защитного слоя бетона не имеет признаков коррозии;

глубина карбонизации торкретбетона и защитного слоя бетона сборных и монолитных железобетонных конструкций резервуара меньше 1/2 толщины защитного слоя;

марка бетона (торкретбетона) по водонепроницаемости не ниже W8 (водопоглощение по массе до 4,2 %).

7.5.    Для работоспособного состояния конструкций резервуара характерны следующие дефекты и повреждения:

волосяные трещины вдоль арматуры, резкие следы ржавчины на бетоне сборных и монолитных железобетонных конструкций; раскрытие силовых трещин 0,3 (0,15) мм;

при простукивании поверхностей бетона имеется «бухчение» и отслоение защитного слоя бетона на площадях менее 0,5м2; глубина карбонизации менее толщины защитного слоя бетона;

в зоне трещин и в карбонизированном защитном слое бетона на стержневой арматуре слой продуктов коррозии до 0,8 мм, на напрягаемой арматуре Вр-II

- не более 0,3 мм;

потери площади сечения рабочей ненапрягаемой арматуры и закладных деталей в сборных и монолитных железобетонных конструкциях резервуара не превышают 7 %;

прочность бетона рабочего сечения сборных и монолитных железобетонных элементов резервуара (за пределами защитного слоя бетона и в сжатой зоне), определенная неразрушающими методами и лабораторными испытаниями проб, ниже нормативной проектной не более чем на 10 %;

толщина защитного слоя торкретбетона и бетона на сборных и монолитных железобетонных конструкциях резервуаров меньше проектной до 10 мм на

площади до 1 м ;

величина прогибов балок и плит покрытия не более 35 мм;

глубина пропитки бетона сборных и монолитных конструкций нефтью и нефтепродуктами менее 40 мм; понижение несущей способности железобетонных конструкций резервуара до 90-95 % (см. табл. 1); марка бетона по водонепроницаемости не ниже W4.

7.6.    Для ограниченно работоспособного состояния конструкций со сроком эксплуатации от 1 до 3 (5) лет характерны следующие дефекты и повреждения:

трещины в сборных и монолитных конструкциях резервуара, вызванные эксплуатационными воздействиями, с раскрытием до 0,5 (0,3) мм (см. табл. 1); карбонизация бетона более толщины защитного слоя, наличие участков с рыхлой структурой бетона с маркой бетона по водонепроницаемости ниже W4; глубина пропитки бетона нефтепродуктами до 60 мм;

прочность бетона, определенная неразрушающими методами и лабораторными испытаниями проб, ниже нормативной проектной в балках и плитах покрытия - до 30 %, в остальных - сборных и монолитных конструкциях - до 20 %;

отслоение защитного слоя бетона с оголением арматуры на элементах конструкций на площади до 1,0 м ; обвалы торкретбетона от стыков панелей стен и наружной поверхности - до 3 м2;

отслоение защитного слоя бетона с оголением и коррозионным повреждением рабочей арматуры до 15 % на длине более 2 м в балках и продольных ребрах плит покрытия;

слой продуктов коррозии на стержневой арматуре и закладных деталях - до 3 мм, на напрягаемой проволочной арматуре Вр-II до 1,5 мм;

потеря площади сечения рабочей стержневой арматуры - до 15 %, напрягаемой проволочной до 10 %; уменьшение площадок опирания балок на колонны и плит на балки и стенки резервуара не более 20 мм;

величина прогиба балок и плит покрытия не превышает 40 мм; вздутие облицовок, отрывы листов от анкеров, вспучивание полов;

2

провалы полок в плитах покрытия не более 0,5 м ;

снижение несущей способности сборных и монолитных железобетонных конструкций - до 80 % в зависимости от уменьшения сечения рабочей арматуры.

7.7. Для ограниченно работоспособного состояния конструкций с максимальным сроком эксплуатации до 1 года характерны следующие дефекты и повреждения.

7.7.1.    Железобетонные конструкции стен (монолитная плита или сборные панели):

признаки относительного смещения стен относительно днища или покрытия - отслоение торкретбетона на стыках панелей внутри, обрушение

торкретбетона на напрягаемой арматуре на площади 5 м2 и более;

наличие трещин в стыках между панелями вертикальных и в монолитном бетоне горизонтальных (в зонах без навивки арматуры и др.) с раскрытием до

0,5 (0,4) мм длиной до 0,5 м;

наличие трещин в бетоне омоноличивания стыков днища и стен и в бетоне омоноличивания стен и плит покрытия с раскрытием до 0,5 (0,4) мм; смещение плит покрытия со стены до 10 мм;

оголение напрягаемой арматуры на площади более 3 м2, слой продуктов коррозии на стержневой арматуре и закладных деталях более 3 мм, коррозионные язвы на проволочной напрягаемой арматуре - до 3 мм и разрывы отдельных проволок (до 5 шт.) на длине наружной поверхности стен - до 10

м;

снижение уровня преднапряжения в кольцевой арматуре до 30 % от проектного; пропитка бетона нефтепродуктами на всю толщину стен;

наличие рыхлого бетона (продукты коррозии, размораживание) в слое глубиной до 6 см на площади более 1 м ;

2

отколы, вывалы бетона омоноличивания из стыков между плитами стен, плитами стен и плитами покрытия, стен и днища на площади более 1 м2 на глубину до 60 мм;

отслоение облицовок на площади до 10 м2, трещины в сварных швах стальных листов;

разрушение полимерных покрытий на стыках панелей, зонах примыкания к днищу на площади более 5 м .

7.7.2.    Железобетонная плита днища: пропитка бетона плиты на полную толщину;

снижение прочности бетона более 30 % от нормативной проектной;

отколы, выломы бетона, щебня из бетона вследствие его коррозионной деструкции на глубину до 60-80 мм на площади ячейки 6x6 м участков более 1 м2;

провалы основания и провисание плит ниже отметки пола более 50 мм;

коррозионные повреждения стержневой арматуры плиты на 50 % сечения, разрывы стержней сетки (4-6 шт. в пределах ячейки размером 6x6 м); трещины в бетоне в зоне стыков со стеновыми панелями с раскрытием 0,5 (0,4) мм; выколы бетона омоноличивания стыков со стенами на глубину более 100 мм;

местное разрушение стальных облицовок на площади до 1 м с отслоением листов и разрывов сварных швов на длине до 0,5 м; вздутие, отслоение и разрывы полимерных защитных покрытий на площади более 10 м .

7.7.3.    Железобетонные колонны и фундаменты:

трещины в бетоне вдоль рабочей арматуры и хомутов и трещины нормальные к вертикальной оси с раскрытием более 0,5 (0,4) мм; отслоение арматурных стержней от ствола с разрывом хомутов на длине до 1 м; пропитка бетона на глубину до 60 мм;

снижение прочности бетона более 30 % нормативной проектной;

отслоение защитного слоя бетона на площади до 0,5 м на стволах, консолях и фундаментах;

коррозионное повреждение арматуры на глубину до 30 % сечения, слой продуктов коррозии на закладных деталях более 3    мм;

трещины в бетоне консолей с раскрытием 0,5 (0,4) мм; вертикальное перемещение (осадка) на глубину до 50 мм; отклонение от вертикали более 30 мм;

разрушение бетона стакана фундамента на высоте до 100 мм с оголением и разрывом арматуры; выкрашивание бетона омоноличивания колонны в стакане фундамента на площади более 50 %;

уменьшение рабочего сечения более 30 % равномерно со всех сторон или с одной стороны более 180    мм,    снижение    несущей способности до 65 % (см.

табл. 1).

7.7.4. Железобетонные балки и плиты покрытия: понижение прочности бетона до 30 % нормативной проектной;

отслоение защитного слоя бетона с оголением всех рабочих стержней арматуры в балках при их коррозионном повреждении более 15 %; отслоение защитного слоя бетона с оголением и коррозионным повреждением рабочей арматуры более 15 % в обоих ребрах плиты по всей длине в пролете;

коррозионные повреждения рабочей арматуры и закладных деталей с потерей сечения до 30 %; наличие трещин в бетоне в пролете и на опорах с раскрытием до 0,5 (0,4) мм; глубина пропитки бетона нефтепродуктами до 40 мм;

наличие горизонтальных трещин в бетоне сжатой зоны балок с раскрытием 0,2 мм и длиной до 100 мм и горизонтальных трещин по контакту ребра и полки плит с раскрытием до 1 мм и длиной более 1 м;

отслоение рабочей арматуры от бетона ребер плит в пролете на длине более 2 м; смещение конструкций с опоры до 2 см;

величина прогиба балок и плит покрытия не превышает 55 мм; провалы полок в ребристых плитах покрытия не более 1 м2;

снижение несущей способности в пролетных до 65 % и опорных сечениях до 70 %.

7.8.    Неработоспособное (аварийное) состояние железобетонных конструкций резервуара характеризуется следующими дефектами и повреждениями:

излом стеновой панели с раздроблением бетона и выколом его на площади более 1 м2; разрыв кольцевой напрягаемой арматуры более 30 % проволоки в пределах 1 м высоты стены; раскрытие горизонтальных трещин в панели стен более 1,5 мм; снижение уровня преднапряжения в кольцевой арматуре более 30 %;

раздробление бетона в рабочем сечении колонн с выпучиванием арматуры в вертикальном перемещении колонн на глубину более 100 мм; излом плит или ребер плит покрытия с зависанием на рабочей арматуре; смещение балок (1-2 шт.) с опор с обрушением плит покрытия;

провалы бетона днища глубиной более 300 мм на площади более 3 м2; несущая способность конструкций менее 65 % (см. табл. 1);

прогибы конструкции (в том числе колонн) более 55 мм; к аварийному состоянию железобетонных конструкций могут быть отнесены также перечисленные в п. 7.7 признаки, усиленные на 50 %.

7.9.    Положения пп. 7.4-7.8 уточняются в процессе полных технических обследований.

7.10.    Оценка остаточного ресурса железобетонных конструкций резервуаров производится на основании анализа результатов поверочных расчетов несущей способности (устойчивость, продавливание) и деформативности (раскрытие трещин, прогибов) всех входящих в сооружение элементов,

получивших повреждения (механические или коррозионные) в процессе эксплуатации.

7.10.1.    Поверочные расчеты выполняются по методам действующего в РФ нормативного документа СНиП 2.03.01-84* [10] с использованием фактических данных о геометрических размерах сечений и длин, схем опирания, физико-механических и коррозионных свойств материалов железобетонных конструкций и их защиты, установленных при обследованиях в соответствии с положениями настоящей Инструкции. Расчетом определяются уровни контрольных параметров, по которым устанавливаются категории технического состояния обследованных железобетонных конструкций.

7.10.2.    Продолжительность безопасной эксплуатации, остаточный ресурс и необходимость ремонта, страховки от обрушения, усиления и восстановления железобетонных конструкций определяются из сопоставления результатов расчетов и определений с предельно допустимыми уровнями контрольных параметров технического состояния по табл. 1. Сроки до следующего полного технического обследования или ремонта, а также продолжительность эксплуатации конструкций в сооружении до перехода (без ремонта) в следующую категорию состояния установлены на основании многочисленных лабораторных исследований, контрольных заводских испытаний сборных железобетонных конструкций и многолетнего опыта натурных исследований технического и коррозионного состояния эксплуатирующихся и аварийных (обрушившихся) железобетонных конструкций.

7.10.3.    Достоверность остаточного ресурса конструкций обеспечивается соответствием качества результатов обследований, параметрами нагрузки и действующей среды при ограничениях, установленных настоящей Инструкцией (см. табл. 1).

7.10.4.    Определение остаточного ресурса эксплуатации железобетонных резервуаров и определение сроков вывода их из эксплуатации для текущего ремонта, восстановления или замены поврежденных аварийных конструкций производятся исходя из анализа категорий технического состояния конструкций и экономической целесообразности.

7.10.5.    Резервуар не имеет ресурса и выводится из эксплуатации, если при полном техническом обследовании установлено, что несущие железобетонные конструкции отнесены к категории IV даже в единственном числе.

7.10.6.    Наличие в резервуаре конструкций III (б) категории позволяет в течение 12 месяцев эксплуатировать сооружение с ограниченными нагрузками по табл. 1.

7.10.7. Наличие в резервуаре конструкций III (а) категории позволяет эксплуатировать сооружение в течение трех лет, а при условиях ограничения нагрузок - в течение пяти лет, учитывая интенсивность деструктивных и коррозионных процессов, что переводит конструкции в категорию III (б).

7.10.8.    Наличие в резервуаре конструкций I, II, III (а), III (б) категорий создает множество сочетаний в определении остаточного ресурса эксплуатации от десяти до одного года, и решение принимается индивидуально в каждом конкретном случае и вносится в Заключение по полному техническому обследованию.

7.10.9.    Все выявленные дефекты и повреждения сборных и монолитных железобетонных конструкций резервуаров должны быть исправлены с последующими испытаниями или контрольной проверкой нагрузки.

Таблица 1

Категория

Техническое

состояние

Контрольные параметры

Срок следующего технического обследования (ремонта), годы

Продолжительность эксплуатации до перехода в следующую категорию, годы

деструктивные

дефо|

рмационные

прочностные

Скорость снижения свойств от поверхности бетона

Скорость коррозии металла, мм/год

Прогиб

оси

эксцент.,

см

Раскрытие трещин в бетоне кратковремен. (длительн.), мм

Несущая способность остаточная

прочности,

мм/год

проницаемости, за 10 лет марка, W

арматуры и обетониров. закладных деталей

необетонир. закладных деталей и облицовки

Пролетные нормальные сечения, %

Опорные

наклонные,

%

I

Исправное

1,5

От 8 до 6

0,1 (0,05 для Вр-II)

0,15

©j ^ 31

0,15 (0,1)

100

100

10

До 10

II

Работоспособное

5,0

От 6 до 4

0,2 (0,10 для Вр-II)

0,25

о Го

0,3 (0,15)

90

95

до 10

До 5

III (а)

Ограниченно

работоспособное

7,0

От 4 до 2

0,28 (0,2 для Вр-II)

0,45

44

0,5 (0,3)

80

85

до 3 (5227)

До 3

III (б)

Ограниченно

работоспособное

8,0

От 2 до 0

1,5(1,0 для Вр-II)

1,7

57

0,5 (0,4)

65

70

Ремонт228 в течение года, разгрузка, страховочные усиления

До 1

IV

Неработоспособное

(аварийное)

8,0

От 2 до 0

> 1,5

> 1,7

>    5,5

>    7,5

> 1,5

< 65

Усиление,

восстановление,

замена

Предельно допустимые уровни контрольных параметров технического состояния, по которым устанавливаются сроки безопасной эксплуатации несущих железобетонных конструкций (колонн, панелей стен, балок и плит перекрытий)229


7.10.10.    Ремонтные и восстановительные работы конструктивных элементов и защиты их поверхностей должны производиться по индивидуальному проекту на конкретный резервуар, включая Проект производства работ (РД 39-0147103-378-87 [14]).

7.10.11.    Для ремонта бетонных поверхностей сборных и монолитных железобетонных конструкций резервуаров необходимо применять специальные бетоны повышенной плотности, морозостойкости и с повышенными защитными свойствами для арматуры - бетоны с модифицированной структурой, специальными неорганическими добавками (микрокремнезем, расширяющиеся добавки) и пластификаторами.

7.10.12.    Целесообразность ремонта резервуара и сроки его безопасной эксплуатации должны решаться в каждом конкретном случае на основании результатов полного технического обследования и с учетом технико-экономического анализа.

7.10.13.    По оценке результатов полного технического обследования составляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о техническом состоянии резервуара, условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации и определяются сроки следующих частичных наружных и полных технических обследований.

8. ОФОРМЛЕНИЕ И ВЫДАЧА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

ЖЕЛЕЗОБЕТОННОГО РЕЗЕРВУАРА

8.1.    На выполненные работы при полном техническом обследовании железобетонных резервуаров, организации, проводившие их, составляют первичную документацию согласно Правилам технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15] и СНиП 3.03.01-87 [12] (акты, эскизы конструкций с фиксацией дефектов, протоколы, журналы, ведомости дефектов, расчеты и т.п.), на основании которой в соответствии с требованиями ПБ 03-246-98 [13] оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации железобетонного резервуара, необходимости его ремонта или исключения из эксплуатации. Первичная документация хранится у исполнителя.

8.2.    По результатам полного технического обследования железобетонного резервуара экспертная организация выдает предприятию-владельцу Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности эксплуатировать железобетонный резервуар при заданных технологических параметрах с установлением срока его безопасной эксплуатации, а также приложение, содержащее расчет несущей способности железобетонных конструкций и акты, указанные в п. 8.3 настоящей Инструкции.

8.3.    Приложение Заключения экспертизы промышленной безопасности должно содержать следующие документы:

акт проведения визуального наружного и внутреннего осмотра железобетонного резервуара (приложение 5);

акт определения прочности бетона железобетонных конструкций (приложение 6);

Журнал регистрации нивелирных отметок резервуара (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]);

акт на гидравлическое испытание резервуара (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]);

акт на испытание покрытия резервуара на газонепроницаемость (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]);

расчет несущей способности железобетонных конструкций.

8.4.    Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности дальнейшей безопасной эксплуатации железобетонного резервуара при допустимом технологическом регламенте его работы выдается только экспертной организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.

Приложение 1 Справочное

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Безопасная эксплуатация железобетонного резервуара - система мер, обеспечивающих предупреждение аварий строительных конструкций путем систематических технических осмотров конструкций и их инструментального обследования.

Визуальный наружный и внутренний осмотр - осмотр железобетонных конструкций резервуара с наружной и внутренней стороны в целях выявления и определения размеров дефектов и коррозионных повреждений.

Дефект - неисправность, возникающая в конструкции на стадии ее изготовления, транспортировки, монтажа и эксплуатации.

Деформация конструкций - изменение формы и размеров конструкций (или их части), а также потеря устойчивости под влиянием нагрузок и воздействий.

Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, оформленный в соответствии с требованиями ПБ 03-246-98 [13], указывающий сроки и условия дальнейшей безопасной эксплуатации железобетонного резервуара, который выдает экспертная организация по результатам проведения полного технического обследования.

Категория технического состояния - наличие в железобетонных конструкциях определенного вида и количества дефектов и повреждений, позволяющих эксплуатировать железобетонные конструкции без ремонта в течение определенного времени.

Нагрузка - механическое воздействие, мерой которого является сила, характеризующая величину и направление этого воздействия и вызывающая изменения напряженно-деформируемого состояния конструкций сооружения и его основания.

Неразрушающие методы контроля прочности бетона - определение прочности бетона железобетонных конструкций в соответствии с требованиями ГОСТ 17624-87 [4], ГОСТ 22690-88* [7], ГОСТ 28570-90 [9].

Оценка технического состояния конструкций - оценка проводится по результатам полного технического обследования и включает поверочный расчет конструкций с учетом обнаруженных дефектов и повреждений, фактических и прогнозируемых нагрузок, воздействий и условий эксплуатации.

Полное техническое обследование - проведение комплекса технических мероприятий по неразрушающему контролю, исследованию коррозионного состояния, анализу прочности и др., которые позволяют определить соответствие железобетонного резервуара требованиям действующей нормативнотехнической и проектной документации, направленным на обеспечение безопасной эксплуатации.

Техническая диагностика - научная дисциплина, выявляющая причины возникновения отказов и повреждений, разрабатывающая методы их обнаружения и оценки. Цель диагностики - разработка способов и средств оценки технического состояния сооружений.

Усиление - увеличение несущей способности или жесткости конструкции путем изменения сечений или схемы ее работы.

Усилия - внутренние силы, возникающие в поперечном сечении элемента конструкций от внешних нагрузок и воздействий (продольная и поперечная силы, изгибающий и крутящий моменты).

Частичное наружное обследование - комплекс работ, проводимых персоналом предприятия-владельца без остановки железобетонного резервуара с использованием штатного приборного оборудования в целях своевременного обнаружения неполадок, принятия мер по их устранению и поддержанию работоспособности резервуара между очередными полными техническими обследованиями.

Экспертная организация - организация, для которой вид деятельности, связанный с проведением экспертизы промышленной безопасности, предусмотрен уставом, которая располагает необходимыми средствами неразрушающего контроля (приборами, оборудованием и методиками), нормативной и методической технической документацией, утвержденной в установленном порядке, обученными и аттестованными специалистами, обладающими опытом эксплуатации и обследования железобетонных резервуаров, и которая имеет лицензию Госгортехнадзора России на этот вид деятельности.

Эксплуатационно-техническая документация - комплекс руководящих и рабочих документов, которыми руководствуется служба надзора по эксплуатации сооружений.

Приложение 2

Обязательное

СХЕМА

обследования железобетонных резервуаров с минимальным количеством инструментальных измерений

1.    Основанием для принятия решения по количеству инструментальных измерений и определений свойств материалов являются результаты визуальных обследований.

2.    Особенное внимание следует уделить следующим участкам:

узлам опирания балок покрытия на консоли колонн внутри резервуара;

узлам сопряжения крайнего ряда плит покрытия со стенкой резервуара;

местам ввода приемо-раздаточных патрубков.

3.    Основными признаками необходимости проведения инструментальных обследований является наличие конструкций III (б) и IV категорий и, в первую

очередь, основных несущих конструкций стен (панелей), кольцевой арматуры, колонн, фундаментов, днища.

4.    В конструкциях I и II категорий количество определений глубины пропитки и послойной прочности бетона возможно ограничить по три по высоте на стенах в трех элементах и в трех колоннах по три по высоте (первое - у днища, второе - в зоне переменного горизонта и в зоне опирания балок, плит).

5.    В конструкциях III (б) и IV категорий требуются индивидуальные определения параметров, указанных в табл. 1 настоящей Инструкции.

6.    В конструкциях III (а) категории минимальное количество определений возможно достигнуть, прибегнув к группированию конструкций по условиям воздействий. В группе от 10 до 100 единиц. Для представителей групп провести измерения как в п. 4.

7.    Состояние кольцевой арматуры оценивается в зависимости от возможностей шурфования, но не менее чем в 3 шурфах с определением защитных и прочностных свойств бетона, состояния арматуры и уровня ее преднапряжения.

Приложение 3

Справочное

Параметры железобетонных резервуаров

Унифицированный ряд резервуаров из железобетонных конструкций для нефти и нефтепродуктов, сооруженных после 1960-1974 гг., в том числе по типовым проектам серий 7-02-295* ... 7-02-315**

Резервуары объемом, м3

Цилиндрические

Прямоугольные

Диаметр, м

Высота, м

Размеры в плане, м

Высота, м

500 м.

12

4,8

12x12

3,6

1000** н., м.

18

4,8

12x18

4,8

2000** н., м.

24

4,8

18x24

4,8

3000 н., м.

30

4,8

24x30

4,8

5000* н., м.

30

7,8 (8)

-

10000* н., м.

42

7,8 (8)

-

20000 н., м.

54

9

-

30000 н.

60

9

-

40000 н.

78

9

-

Условные обозначения: н. - нефть; м. - мазут.

Приложение 4

Справочное

Степень агрессивности некоторых видов нефти и нефтепродуктов к железобетону

№ п/п

Вид нефти и нефтепродуктов

Особенности состава и основные параметры свойств

Агрессивность к железобетону

Агрессивные вещества

Степень агрессивности (по СНиП 203.1185 п. 24, табл. 8)

1

2

3

4

5

1

Нефть сырая Нефть сернистая

Смесь алканов, цикланов, аренов, кислородных, сернистых и азотных соединений

Содержание серы до 2 % и более. Плотность 0,65-0,91 г/см3 при 14-16 °С - выпадение парафинов

Содержание сульфат-ионов от 600 до 12000 мг/л

Бетон W4 - среднеагрессивная; бетон W6 -слабоагрессивная; бетон W8 -неагрессивная

2

Мазут сернистый

Плотность 0,89-1,0 г/см3 t = 80 °С

пост

Содержание сульфат-ионов 800-1800 мг/л, сероводород >5 мг/м3

То же

3

Дизельное топливо

Фракция нефти плотность 0,7-0,85 г/см3

Содержание сульфат-ионов 400-1200 мг/л, в парах

»

t = 20 °С

пост

SO2 > 0,5 мг/м3 NG > 0,1 мг/м3

4

Керосин

Фракция нефти плотность 0,8-0,85 г/см3 tKun = 15°-30°° с

То же

Бетон W4 - слабоагрессивная; бетон W6 -неагрессивная

5

Бензин

Плотность 0,7-0,78 г/см3 tKun = 30-200 °С

Присадки в парах, мг/м3

Неагрессивная

6

Минеральные масла

Вязкость 20-70-10-6 м2/с при 100 °С tKun = 300-600 °С

Присадки сульфатные 0,05-1 %, алкилфенольные 0,1-0,8 %

Бетон W4 - слабоагрессивная; бетон W6-W8 - слабоагрессивная

7

Подтоварные воды

t = 20-80 °С

Сульфат-ионы до 20000 мг/л

Бетон W4 - среднеагрессивная; бетон W6 -слабоагрессивная

8

Гудрон кислый

t = 20-80 °С

PH < 5

Бетон W4 - сильноагрессивная

Приложение 5

Справочное

АКТ

проведения визуального наружного и внутреннего осмотра железобетонного

резервуара

Организация-изготовитель_

Заводской номер_

Дата изготовления_

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер_

Объем_

Рабочая среда_

Состояние железобетонного резервуара и обнаруженные дефекты

Наименование конструкций

Дефекты и повреждения

Наружный осмотр

Стенка

Покрытие

Внутренний осмотр

Днище

Стенка

Колонны

Балки

Плиты

Узлы сопряжения

Приложение. Схема расположения дефектов железобетонного резервуара.

Визуальный осмотр проводили: Ф.И.О.

«_»_200 _ г.

Приложение 6

Справочное

АКТ

определения прочности бетона железобетонных конструкций

Организация-изготовитель ________________________________________________

Заводской номер_

Дата изготовления _______________________________________________________

Эксплуатирующая организация_

Регистрационный номер __________________________________________________

Объем __________________________________________________________________

Рабочая среда ___________________________________________________________

Тип прибора ____________________________________________________________

№ п/п

Наименование ж/б конструкции

Место

определения

Показания

прибора

Прочность бетона, МПа

Средняя

прочность,

МПа

Коэффициент вариац., %

Определение прочности бетона железобетонных конструкций резервуара проведено в соответствии с ГОСТ 22690-88 [7].

Определение прочности бетона проводили:

Ф.И.О.

«___ » ______________ 200 _ г.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. ГОСТ 12730.0-78. Бетоны. Общие требования к методам определения плотности, влажности, водопоглощения, пористости. М.: Изд-во стандартов, 1978.

2.    ГОСТ 12730.2-78. Бетоны. Метод определения влажности. М.: Изд-во стандартов, 1978.

3.    ГОСТ 12730.5-84*. Бетоны. Метод определения водонепроницаемости. М.: Изд-во стандартов, 1984.

4.    ГОСТ 17624-87. Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности. М.: Изд-во стандартов, 1986.

5.    ГОСТ 18105-86*. Бетоны. Правила контроля прочности. М.: Изд-во стандартов, 1986.

6.    ГОСТ 22266-94. Цементы сульфатостойкие. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1995.

7.    ГОСТ 22690-88. Бетоны. Определение прочности механическими методами неразрушающего контроля. М.: Изд-во стандартов, 1988.

8.    ГОСТ 22904-93. Конструкции железобетонные. Магнитный метод определения защитного слоя и расположения арматуры. М.: Изд-во стандартов, 1994.

9. ГОСТ 28570-90. Бетоны. Методы определения прочности по образцам, отобранным из конструкции. М.: Изд-во стандартов, 1990.

10.    СНиП 2.03.01-84*. Бетонные и железобетонные конструкции. М.: Стройиздат, 1990.

11.    СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. М.: Стройиздат, 1985.

12. СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции. М.: Стройиздат, 1988.

13.    ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. М.: НТЦ «Промышленная безопасность». 1999. Вып. 1.

14.    РД 39-0147103-378-87. Инструкция по ремонту железобетонных предварительно напряженных цилиндрических резервуаров для нефти. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

15.    Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1976.

16.    РД 22-01-97. Требования к проведению оценки безопасности эксплуатации производственных зданий и сооружений поднадзорных промышленных производств и объектов (обследование строительных конструкций специализированными организациями). М.: ЭКЦ-МЕТАЛЛУРГ, 1997.

17.    Бедов А.И., Сапрыкин В.Ф. Обследование и реконструкция железобетонных и каменных конструкций эксплуатируемых зданий и сооружений. М.: Изд-во АСВ, 1995.

18.    Методические рекомендации по обследованию коррозионного состояния арматуры и закладных деталей в железобетонных конструкциях. М.: НИИЖБ, 1978.

19.    Рекомендации по натурным обследованиям железобетонных конструкций. М.: НИИЖБ, 1972.

20.    Руководство по определению и оценке прочности бетона в конструкциях зданий и сооружений. М.: Стройиздат, 1979.

21.    Техническое обслуживание и ремонт зданий и сооружений: Справочное пособие/Под ред. М.Д. Бойко. М.: Стройиздат, 1993.

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Общие положения

2.    Порядок проведения оценки технического состояния железобетонных резервуаров

3.    Основные факторы сокращения сроков эксплуатации железобетонных резервуаров

3.1.    Воздействие внешних факторов

3.2.    Воздействие технологических факторов

4.    Организационные мероприятия, необходимые для проведения работ по оценке технического состояния железобетонных резервуаров

5.    Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров

6.    Полное техническое обследование железобетонных резервуаров

6.1.    Общие положения

6.2.    Анализ комплекта эксплуатационно-технической документации

6.3.    Обследование наружных поверхностей стен резервуаров

6.4.    Обследование железобетонных конструкций внутри резервуаров

6.5.    Обследование покрытия резервуаров

6.6.    Обследование стенок и днища резервуаров

6.7. Обследование элементов вторичной защиты (облицовок и окрасок) панелей стен и днища резервуаров

6.8.    Обследование приемо-раздаточных патрубков и места их ввода

6.9.    Определение осадки и герметичности резервуаров

7.    Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации конструкцийжелезобетонных резервуаров

8.    Оформление и выдача заключения экспертизы промышленной безопасности по

техническому состоянию железобетонного резервуара Приложение 1 Термины и определения

Приложение 2 Схема обследования железобетонных резервуаров с минимальным количеством инструментальных измерений Приложение 3 Параметры железобетонных резервуаров

Приложение 4 Степень агрессивности некоторых видов нефти и нефтепродуктов к железобетону

Приложение 5 Акт проведения визуального наружного и внутреннего осмотра железобетонного резервуара

Приложение 6 Акт определения прочности бетона железобетонных конструкций Список использованной литературы

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Правила антикоррозионной защиты резервуаров РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05

Москва - 2005 г.

Содержание

ПРЕДИСЛОВИЕ

1    ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. 1 Область применения и назначение руководящего документа

1.2    Нормативные ссылки

1.3    Принятая терминология и обозначения

1.4    Субъекты деятельности

2    ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТУ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА ПРОВЕДЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАТТТИТЫ РЕЗЕРВУАРА

3    ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ С АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТОЙ

3. 1 Общие положения

3.2    Стадия проектирования

3.3    Стадии строительства, реконструкции и капитального ремонта

3.4    Стадия эксплуатации

4    ТРЕБОВАНИЯ К АНТИКОРРОЗИОННЫМ ПОКРЫТИЯМ, ИХ ТОЛЩИНЕ. СРОКИ СЛУЖБЫ

4.1    Общие требования к антикоррозионным покрытиям

4.2    Требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров

4.3    Требования к толщине покрытий

4.4    Сроки службы антикоррозионных покрытий резервуаров

5    ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1    Условия эксплуатации наружных покрытий резервуаров

5.2    Технические требования к ЛКМ и системам лакокрасочных покрытий для наружной поверхности резервуаров

5.3    Антикоррозионные покрытия для наружной поверхности резервуаров

5.4    Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара

5.5    Выбор системы покрытия для наружной поверхности резервуара

6    ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1    Условия эксплуатации внутренних покрытий резервуаров

6.2    Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

6.3    Типы антикоррозионных покрытий для внутренней поверхности резервуаров

6.4    Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.5    Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

РД-05.00-45.21.3 0-КТН-005-1 -05    Стр. 2 из 55

6.6 Последовательность проведения работ по антикоррозионной защите внутренней поверхности резервуара покрытиями различного типа

7    ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

8    ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРА

8.1    Общие требования

8.2    Подготовка наружной поверхности резервуаров

8.3    Подготовка внутренней поверхности

9    ТРЕБОВАНИЯ К ЛКМ И ПОДГОТОВКЕ ИХ К НАНЕСЕНИЮ

10    ТРЕБОВАНИЯ К НАНЕСЕНИЮ И ОТВЕРЖДЕНИЮ ЛКМ

10.1    Общие требования

10.2    Требования к нанесению ЛКМ на наружную поверхность резервуаров

10.3    Требования к нанесению ЛКМ на внутреннюю поверхность резервуаров

10.4    Устранение дефектов покрытия

11    ТРЕБОВАНИЯ К КОНТРОЛЮ И ПРИЕМКЕ ПОКРЫТИЯ

11.1    Общие положения

11.2    Контроль условий окружающей среды

11.3    Входной контроль ЛКМ и абразивных материалов

11.4    Контроль качества подготовки поверхности

11.5    Контроль в процессе нанесения и отверждения ЛКМ

11.6    Контроль отвержденного антикоррозионного покрытия

12    ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

13    МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

13.1    Общие положения

13.2    Требования безопасности при подготовке поверхности и окраске

13.3    Правила обращения с токсичными веществами

14    ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ Приложение А (обязательное)

АКТ проверки готовности объекта к проведению антикоррозионной защиты Приложение Б (обязательное)

АКТ на скрытые работы по подготовке резервуара к окраске Приложение В (обязательное)

ЖУРНАЛ производства работ по нанесению антикоррозионного покрытия на резервуар Приложение Г (обязательное)

АКТ № на приемку антикоррозионного покрытия резервуара Приложение Д (справочное)

Требования к конструктивным элементам при проектировании резервуара Приложение Е (обязательное)

Технические требования к наружному покрытию резервуаров Приложение Ж (обязательное)

Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров Приложение И (обязательное)

Перечень ЛКМ и систем покрытий, разрешенных к применению

Приложение К (справочное)

Типовая технологическая схема процесса антикоррозионой защиты наружной поверхности резервуаровПриложение Л (обязательное)

Системы покрытий для наружной антикоррозионной защиты резервуаров и оптимальная толщина Приложение М (обязательное)

Системы покрытий по типам для внутренней поверхности резервуаров и оптимальная толщина покрытия Приложение Н (справочное)

Типовые технологические схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров Приложение П (справочное)

Приборы, инструменты и вспомогательные средства, необходимые для контроля при проведении антикоррозионных работ Приложение Р (справочное)

Перечень рекомендуемого оборудования для проведения антикоррозионных работ ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

ПРЕДИСЛОВИЕ

1    Разработан ОАО ВНИИСТ, ОАО «Г ипротрубопровод»

2    Утвержден и введен в действие ОАО «АК «Транснефть» 09.03.05.

3    Введен взамен РД 413160-01-01297858-02

4    Срок пересмотра - 2010 г.

5    Оригинал документа хранится в службе нормирования и технического регулирования ОАО «АК «Транснефть»

6    Документ входит в состав информационного фонда ОАО «АК «Транснефть»

Руководящий документ «Правила антикоррозионной защиты резервуаров» устанавливает основные требования к организации и проведению работ по антикоррозионной защите лакокрасочными покрытиями наружной и внутренней поверхностей стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти, а также к выбору материалов и систем покрытий. В РД приведены требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров.

Руководящий документ предназначен для специалистов ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН, строительных подразделений и проектных институтов, занимающихся проектированием и проведением антикоррозионных работ по защите резервуаров для хранения нефти, входящих в систему ОАО «АК «Транснефть».

При разработке данных Правил использованы требования и положения действующих нормативных документов, относящихся к проведению работ по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти.

Права на настоящий документ принадлежат ОАО «АК «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространен без разрешения ОАО «АК «Транснефть».

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения и назначение руководящего документа

1.1.1    Настоящие Правила устанавливают основные требования к организации и проведению работ по защите от коррозии ЛКМ внутренней и наружной поверхностей стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти (далее резервуаров), металлоконструкций железобетонных резервуаров для хранения нефти, конструкционных элементов и трубопроводов, находящихся внутри и в пределах каре резервуаров, а также требования к выбору материалов и систем покрытий.

1.1.2    Настоящие Правила обязательны для всех подразделений и дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефть», а также сторонних организаций и предприятий, занимающихся проектированием и проведением работ по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти, входящих в систему

ОАО «АК «Транснефть».

1.1.3    Настоящие Правила имеют статус технологического регламента.

1.1.4    Настоящие Правила распространяются на вновь строящиеся и находящиеся в эксплуатации стальные вертикальные резервуары для хранения нефти

_    о

РВС, РВСП и РВСПК объемом 1000-50000 м3, а также металлоконструкции железобетонных резервуаров для хранения нефти.

1.1.5    Настоящие Правила распространяются на все виды деятельности, связанные с проектированием, изготовлением, ремонтом антикоррозионного покрытия резервуаров, подготовкой кадров, осуществляемой на территории России.

1.1.6    Настоящие Правила позволяют осуществить выбор системы покрытия и технологической схемы антикоррозионной защиты резервуара.

1.2 Нормативные ссылки

ГОСТ 1510-84

Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 4765-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленок при ударе.

ГОСТ 6806-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе

ГОСТ 14202-69

Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маскировочные щитки.

ГОСТ 18299-72

Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости.

ГОСТ 19007-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания.

ГОСТ 21513-76

Материалы лакокрасочные. Метод определения водо- и влагопоглощения лакокрасочной пленки.

ГОСТ 28818-90

Материалы шлифовальные из электрокорунда. Технические условия.

ГОСТ 9.010-80

Воздух сжатый для распыления лакокрасочных материалов.

ГОСТ 9.401-91

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов.

ГОСТ 9.402-80

Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием.

ГОСТ 9.407-84

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида.

ГОСТ 9.409-88

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию нефтепродуктов.

ГОСТ 12.0.004-90

ССБТ. Организация обучения безопасности. Общие положения.

ГОСТ 12.1.007-76

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.002-75

ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.005-75

ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.016-87

ССБТ. Антикоррозионные работы при строительстве. Требования безопасности.

ГОСТ 12.4.009-83

ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды, размещение и обслуживание.

ГОСТ 12.4.021-75

ССБТ. Системы вентиляционные. Требования безопасности.

ГОСТ Р 12.4.026-01

ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

ГОСТ 12.4.121-83

ССБТ. Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия.

ГОСТ Р 51858

Нефть. Общие технические условия

ТУ 3989-001-15050378-2003

Порошок абразивный N/Cu/G 0,5-2,5 Ка. Технические условия.

ТУ 22-4720-80

Технические условия на огнетушитель ОП-5

ТУ 14102-87

Технические условия на огнетушитель ОВП-100.01

ТУ 22-150-128-89

Технические условия на огнетушители углекислотные ОУ-2 и ОУ-5.

ТУ 40-0317-91

Технические условия на купершлак.

ИСО 2808-1991

Лаки и краски. Определение толщины пленки.

ИСО 2812-1-1993

Лаки и краски. Определение стойкости к воздействию жидкостей.

ИСО 2409-1992

Лаки и краски. Определение адгезии методом решетчатых надрезов.

ИСО 3248-1975

Лаки и краски. Определение стойкости покрытия к повышенной температуре.

ИСО 4060-2001

Стандартный метод определения абразивостойкости органических покрытий с помощью Табер Абразера

ИСО 4624-1978

Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва.

ИСО 4628-2003 Части 1-6

Лаки и краски. Оценка степени разрушения лакокрасочных покрытий.

ИСО 6270-1980

Лаки и краски. Определение влагостойкости системы (непрерывная конденсация)

ИСО 6272-1993

Лаки и краски. Определение прочности при ударе.

ИСО 8501-1-1988

Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности.

ИСО 8502-2-1992

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. 4.2. Испытания на наличие хлоридов на очищенной поверхности.

ИСО 8502-3-1992

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. Ч.З. Оценка коррозии на стальной поверхности, подготовленной к окрашиванию. Метод применения липкой ленты.

ИСО 8502-4-1993

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности.4.4.Метод определения вероятности конденсации влаги на стальных поверхностях.

ИСО 8503-88 Части 1,2,3,4

Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и подобных покрытий. Характеристики шероховатости стальной поверхности, очищенной пескоструйным способом.

ИСО 11126-3-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Купершлак.

ИСО 11126-4-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Топочный шлак.

ИСО 11126-7-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Оксид алюминия.

ИСО 11127-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Методы испытаний неметаллических абразивных материалов.

ИСО 12944-98 (Части 1-8)

Лаки и краски. Антикоррозионная защита стальных конструкций с помощью защитных лакокрасочных систем.

ИСО 15184-1998

Лаки и краски. Определение твердости пленки по карандашу.

ASTM G 6-69T

Абразивостойкость покрытий трубопроводов.

ASTM D 3359-95

Определение адгезии липкой лентой.

РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04

Нормы проектирования стальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м3.

СНиП III-4-80* с изменениями 15

Строительные нормы и правила. Техника безопасности в строительстве.

СНиП 12-03-2001

Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.

1.3 Принятая терминология и обозначения

Резервуар вертикальный стальной (РВС, РВСП и РВСПК) - резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей, понтоном или плавающей

3

крышей, объемом 1000-50000 м , предназначенный для хранения нефти и входящий в систему ОАО «АК «Транснефть».

Антикоррозионная защита - комплекс работ, включающий подготовку стальной поверхности резервуара, нанесение защитного антикоррозионного покрытия, контроль качества.

Лакокрасочные материалы (далее ЛКМ) - материалы на основе синтетических пленкообразующих смол, содержащие пигменты, наполнители, пластификаторы, и предназначенные для антикоррозионной защиты стальных поверхностей.

Система лакокрасочного покрытия - система последовательно нанесенных и адгезионно связанных слоев ЛКМ.

Схема технологического процесса - последовательность технологических операций по созданию защитного покрытия.

Пооперационный контроль - контроль технологических параметров при проведении каждой технологической операции.

Подготовка металлической поверхности перед окраской - удаление с поверхности, подлежащей окраске, загрязнений и окислов для обеспечения сцепления ЛКМ с металлической поверхностью.

Струйно-абразивная очистка - способ очистки поверхности с помощью струи воздуха с абразивным материалом.

Гидроабразивная очистка - способ очистки поверхности с помощью струи воды с абразивным материалом.

Механическая очистка - способ очистки поверхности с применением ручного или механического инструмента.

Жизнеспособность ЛКМ- время, в течение которого необходимо использовать двухкомпонентный ЛКМ после приготовления рабочего состава. Толщина покрытия - номинальная толщина отвержденного покрытия в соответствии с нормативной документацией на систему покрытия.

Адгезия лакокрасочного покрытия - прочность сцепления между пленкой ЛКМ и окрашиваемой поверхностью.

Отверждение лакокрасочного покрытия - формирование пленки из ЛКМ за счет физического и (или) химического процессов.

Срок службы, или долговечность, лакокрасочного покрытия - промежуток времени до первого капитального ремонта покрытия.

Гарантийный срок службы лакокрасочного покрытия - срок, в течение которого Подрядчик дает банковские гарантии качества покрытия. Является

1.4.1    Заказчик - предприятие-владелец резервуара, на котором осуществляется проведение работ по антикоррозионной защите резервуаров. Заказчик утверждает Проект производства работ по антикоррозионной защите резервуаров.

1.4.2    Производитель работ (по антикоррозионной защите) - Подрядчик - организация, имеющая лицензии на право выполнения работ по антикоррозионной защите объектов магистрального транспорта. Подрядчик разрабатывает ППР, согласовывает его с ОАО ЦУП «Стройнефть» и обеспечивает безопасное проведение работ. Участвует в приемке резервуара под проведение антикоррозионных работ и осуществляет комплекс работ по антикоррозионной защите резервуаров. Производитель работ несет ответственность за качественное выполнение работ в объеме, предусмотренном заданием Заказчика, за выполнение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности объекта и дает письменные гарантии на весь период гарантированного срока службы системы покрытия.

1.4.3    Поставщик ЛКМ - предприятие или организация, поставляющая ЛКМ для антикоррозионной защиты. Поставщик при поставке материалов обязан предоставить Заказчику или Производителю работ следующую информацию:

-    Сертификат на каждую партию поставляемого ЛКМ;

-    Сертификаты на вспомогательные материалы (растворители, разбавители);

-    Инструкцию по применению ЛКМ;

-    Рекомендации по хранению ЛКМ с указанием срока хранения, при котором гарантируется сохранение качества материалов в соответствии с сертификатом качества;

-    Г игиенический сертификат на ЛКМ.

2 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТУ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА ПРОВЕДЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРА

2.1    На выполнение работ по антикоррозионной защите каждого резервуара Производитель работ разрабатывает проект производства работ (ППР). Разработка ППР, его согласование и утверждение производятся в порядке, установленном ОР-20.02-74.12.30-КТН-019-1-04 «Регламент разработки проектов производства работ на строительство, техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт объектов МН».

2.2    Для обеспечения безопасных условий производства антикоррозионной защиты проект производства работ составляют с учетом требований раздела 5 ОР-20.02-74.12.30-КТН-019-1-04, СП-12-136-2002 «Свод правил по проектированию и строительству. Безопасность труда в строительстве. Решение по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ», СНиП ТТТ-4-80* с изменениями №№

1-5 «Строительные нормы и правила. Техника безопасности в строительстве», СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования», СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство», стандартов безопасности.

2.3    В проекте производства работ по антикоррозионной защите резервуара должны быть предусмотрены следующие разделы:

-    Разрешение на проведение работ по антикоррозионной защите резервуаров.

-    Согласованный с Заказчиком календарный план производства работ.

-    Согласованный с Заказчиком перечень материалов и оборудования для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара.

-    Генплан с нанесенными маршрутами движения, местами стоянки техники, местами складирования материалов, расстановкой подсобных помещений.

-    Сертификаты на используемое оборудование для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара применительно к конструкции резервуара и типу используемого защитного материала.

- Сертификаты на используемый абразивный материал, растворители, разбавители и другие материалы, применяемые при подготовке поверхности резервуара к проведению антикоррозионной защиты и при собственно нанесении лакокрасочного покрытия на резервуар.

-    Сертификат соответствия, гигиенический сертификат и другая необходимая документация на используемый ЛКМ для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара.

План (операционная технологическая карта) проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара,

составленный на основании настоящих Правил с приложениями и согласованный со службой технического надзора Заказчика, с разработкой схемы поэтапного проведения антикоррозионных работ. Схема операционного контроля качества. Меры по предотвращению возможных аварий и пожара. Охрана окружающей среды. Техника безопасности и охрана труда.

Формы актов на приемку работ по подготовке резервуаров к проведению антикоррозионной защиты, на скрытые работы, на приемку покрытия, журнала производства работ по подготовке поверхности и нанесению антикоррозионного покрытия (приложения А, Б, В, Г).

3 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

РЕЗЕРВУАРОВ С АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТОЙ

3.1 Общие положения

3.1.1    Резервуары, подлежащие антикоррозионной защите, по состоянию разделяются на:

-    вновь строящиеся;

-    действующие;

-    выведенные в ремонт.

3.1.2    Антикоррозионная защита наружной поверхности производится на вновь строящихся резервуарах, на действующих резервуарах без вывода их из эксплуатации на капитальный ремонт, а также на резервуарах, выведенных в ремонт.

3.1.3    Антикоррозионная защита внутренней поверхности производится на вновь строящихся резервуарах и резервуарах, выведенных в ремонт.

3.2 Стадия проектирования

3.2.1    Проектной организации рекомендуется выбирать систему антикоррозионной защиты на ранней стадии проектирования с учетом условий эксплуатации резервуара и необходимого срока службы, консультируясь со специалистом по антикоррозионной защите.

3.2.2    Проектирование резервуаров должно осуществляться таким образом, чтобы конструкция резервуара обеспечивала максимально возможный доступ к поверхности, подлежащей антикоррозионной защите.

3.2.3    Конструкции резервуара в целом и отдельных его элементов должны быть максимально простыми и спроектированы таким образом, чтобы отсутствовали застойные зоны.

3.2.4    Основание резервуара должно быть достаточным для предотвращения осадки резервуара. Несоблюдение требований к основанию резервуара приводит к избыточным деформациям днища при заполнении и опорожнении резервуара, что является причиной разрушения внутренней изоляции.

3.2.5    При проектировании необходимо предусмотреть приспособления для безопасного проведения ремонтно-технических работ на стадии строительства, эксплуатации и капитального ремонта резервуара.

3.2.6    Для обеспечения безопасного проведения антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара в проекте должны быть предусмотрены свободный доступ внутрь резервуара и обеспечение вентиляции.

3.2.7 Для зон, потенциально подверженных коррозионному разрушению и недоступных после монтажа, следует предусмотреть антикоррозионную защиту на весь срок эксплуатации и (или) предусмотреть прибавку на коррозию.

3.2.8    Требования к конструктивным элементам при проектировании резервуаров приведены в РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 и ПБ-03-605-03. Дополнительные требования для обеспечения качественной антикоррозионной защиты даны в приложении Д.

3.3 Стадии строительства, реконструкции и капитального ремонта

3.3.1    Производители работ на стадиях строительства, реконструкции и капитального ремонта должны использовать методы изготовления, соединения и обработки конструкционных элементов, обеспечивающие соблюдение требований проекта.

3.3.2 При использовании вспомогательных приспособлений, необходимых для проведения работ, предусмотреть их установку и крепление, которые не повреждали бы имеющееся покрытие.

3.3.3    Выполнение требований к конструкции резервуара должно быть отражено в Акте о готовности резервуара к проведению работ по

антикоррозионной защите (приложение А).

3.3.4    Продольные и кольцевые сварные швы корпуса, сварные швы вентилей и люков с внутренней и наружной стороны должны соответствовать ГОСТ5264 на сварку.

3.3.5    Сварные швы следует очистить от сварочного шлака и грата. Поверхность сварных швов должна быть ровной, с плавными переходами.

3.3.6    Острые грани, насечки, сварочные брызги удаляют шлифованием без изменения геометрии и шероховатости поверхности.

3.3.7    Требования к конструкциям, приведенные в приложении Д, распространяются и на стадии реконструкции и капитального ремонта.

3.4 Стадия эксплуатации

3.4.1    При обслуживании резервуара в процессе эксплуатации (отбор проб, профилактический осмотр и др.) не допускать повреждения внутреннего и наружного антикоррозионных покрытий.

3.4.2    Подвижные части конструкции внутри резервуара должны быть отлажены таким образом, чтобы их функционирование не приводило к разрушению покрытия.

3.4.3    Очистка внутренней поверхности резервуара перед проведением осмотров и ремонтных работ производится с помощью моющих составов, не оказывающих разрушающего действия на покрывной слой покрытия.

3.4.4    Допускается производить очистку резервуара пропаркой. Температура пара не должна превышать 110°С, а давление пара - 8 атм. Струя пара не должна быть направлена непосредственно на поверхность с покрытием. Температура конденсата на поверхности с покрытием не должна превышать 60°С. Максимально допустимый кратковременный подъем температуры составляет 80°С.

3.4.5    При механическом удалении отложений со дна резервуара для предотвращения разрушения покрытия используют деревянный инструмент.

4 ТРЕБОВАНИЯ К АНТИКОРРОЗИОННЫМ ПОКРЫТИЯМ, ИХ ТОЛЩИНЕ. СРОКИ СЛУЖБЫ

4.1 Общие требования к антикоррозионным покрытиям

4.1.1    Лакокрасочные покрытия, применяемые для антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхностей резервуаров, должны соответствовать Техническим требованиям ОАО «АК «Транснефть» (приложения Е и Ж).

4.1.2    Испытания на соответствие Техническим требованиям проводятся ООО «Институт ВНИИСТ» 1 раз в 4 года.

4.1.3    Новые покрытия, прошедшие испытания на соответствие Техническим требованиям, представляются на рассмотрение НТС ОАО «АК «Транснефть» и после утверждения дополнительно вносятся в перечень покрытий, рекомендованных к применению.

4.1.4    Перечень систем покрытий для наружной и внутренней поверхности резервуаров, прошедших испытания и разрешенных к применению, приведен в приложении И.

4.2 Требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров

4.2.1    Металлоконструкции железобетонных резервуаров подлежат антикоррозионной защите в соответствии с настоящими Правилами в зависимости от их расположения.

4.2.2    Антикоррозионную защиту металлоконструкций и трубопроводов внутри резервуара осуществляют по технологии защиты внутренних поверхностей резервуаров (см. раздел 6 Настоящих РД).

4.2.3    Антикоррозионную защиту металлоконструкций и трубопроводов, расположенных снаружи резервуара и находящиеся в пределах каре, по технологии защиты наружных поверхностей резервуаров (см. раздел 5 Настоящих РД).

4.3 Требования к толщине покрытий

4.3.1    Номинальная толщина покрытий, рекомендованных к применению настоящими Правилами, приведена в таблицах приложений Л и М.

4.3.2    Допускаемое отклонение толщины отвержденного покрытия в меньшую сторону составляет 20% при условии, что среднее значение толщины на замеренном участке будет соответствовать номинальной толщине или превышать ее. Количество замеров толщины покрытия определяется из расчета 7-8

замеров на 1 м .

4.3.3    Допускаемое отклонение отвержденного покрытия в большую сторону определяет Поставщик ЛКМ с учетом критической толщины конкретного ЛКМ, при превышении которой в покрытии создаются внутренние напряжения, вызывающие разрушение покрытия, и технологических (тиксотропных) свойств ЛКМ, когда при определенной толщине происходит стекание краски с вертикальных поверхностей.

2

4.3.4    Замеры толщины покрытия производят из расчета не менее 10 замеров на 1 м окрашенной поверхности.

4.4 Сроки службы антикоррозионных покрытий резервуаров

4.4.1    Срок службы покрытия - это предполагаемая долговечность системы покрытия до его первого капитального ремонта. Согласно ИСО 12944-3 первый капитальный ремонт покрытия производят при степени разрушения покрытия Ri 3 по ИСО 4628-3, т.е. 1% окрашенной поверхности покрыт ржавчиной. По согласованию заинтересованных сторон решение о капитальном ремонте может быть принято и при меньшей степени разрушения покрытия (ИСО 4628, части 1-6).

4.4.2    Производитель работ дает гарантийный срок службы покрытия, который относится к юридическим понятиям и определяется условиями договора на проведение работ по антикоррозионной защите резервуара.

4.4.3    Срок службы наружных лакокрасочных покрытий вновь строящихся резервуаров составляет 10-20 лет.

4.4.4    Срок службы наружных лакокрасочных покрытий резервуаров, выведенных в ремонт, составляет от 10 до 20 лет. Выбор покрытия с определенным сроком службы производят в зависимости от остаточного ресурса эксплуатации резервуара, который определяется на основании результатов диагностики в соответствии с РД-08-95-95.

4.4.5    Срок службы лакокрасочных покрытий всех типов для внутренней поверхности вновь строящихся резервуаров составляет не менее 20 лет.

4.4.6    Срок службы покрытий для внутренней поверхности резервуаров определяет тип покрытия и остаточным ресурсом эксплуатации резервуара на основании результатов диагностики:

-    покрытия нормального типа - не менее 10 лет;

-    покрытия усиленного типа - не менее 15 лет;

-    покрытия особо усиленного типа, армированные стекломатами или рубленым стекловолокном, - не менее 20 лет.

4.4.7    Системы лакокрасочных покрытий, прошедшие испытания на соответствие Техническим требованиям и включенные в Перечень (приложение И) обеспечивают указанные сроки службы при условии правильного выбора системы покрытия и выполнения требований к технологическому процессу антикоррозионной защиты на всех его стадиях.

4.4.8    Проверка состояния покрытий проводится одновременно с техническим диагностированием резервуара:

-    наружное покрытие - при проведении частичного и полного обследования резервуара не реже 1 раза в 5 лет;

-    внутреннее покрытие - при полном обследовании резервуара не реже 1 раза в 10 лет.

-    1 раз в 5 лет проводят выборочное обследование внутреннего покрытия из расчета 1 резервуар на 10 отремонтированных или вновь построенных с аналогичным покрытием.

5 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1 Условия эксплуатации наружных покрытий резервуаров

5.1.1 Резервуары ОАО «АК «Транснефть» эксплуатируются в промышленной атмосфере различных климатических зон: умеренного, умереннохолодного и холодного климатов.

5.1.2    Коррозионная активность окружающей среды определяется комплексным воздействием на антикоррозионное покрытие следующих факторов: температуры и относительной влажности воздуха, солнечной радиации, суточным перепадом температур, образованием конденсата на поверхности резервуара, наличием загрязнений в атмосфере (диоксид серы и другие коррозионно-активные газы). В отдельных регионах возможно также механическое истирающее воздействие твердыми частицами (например, песком), переносимыми ветром. Температура эксплуатации наружного покрытия составляет -60.. .+60°С.

5.1.3 Условия эксплуатации резервуаров для хранения нефти разделяют по следующим категориям атмосферной коррозионной активности (ИСО 129441):

- С3 (средняя) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вдали от рек и морей (скорость коррозии стали составляет 200-400 г/м2год);

-    С4 (высокая) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вблизи рек и других водоемов с пресной водой или незначительной

засоленностью (скорость коррозии стали составляет 400-650 г/м год);

- С5-М (очень высокая, морская) - прибрежные области с большой засоленностью, морская атмосфера (скорость коррозии стали составляет более 650 г/м2год).

5.2 Технические требования к ЛКМ и системам лакокрасочных покрытий для наружной поверхности резервуаров

5.2.1    Наружное покрытие резервуаров должно обеспечивать антикоррозионную защиту резервуара в промышленной атмосфере макроклиматических зон умеренного и холодного климата.

5.2.2    Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара, размеры которых определены РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»: допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края 1500 мм - 15 мм; от 1500 до 3000 мм - 30 мм, от 3000 мм до 4500 мм - 45 мм.

5.2.3    Покрытие должно быть стойким к кратковременному воздействию хранящегося в резервуаре продукта на случай облива наружной поверхности в процессе эксплуатации резервуара, стойким и химически нейтральным к моющим средствам.

5.2.4    Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия (см. приложение Л).

5.2.5    Поверхность покрытия должна быть однородной, иметь низкое грязеудержание.

5.2.6    Цвет покрывного ЛКМ должен быть светлым.

5.2.7    Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации.

5.2.8    Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

5.2.9    Технические характеристики покрытия, их нормативные значения и методы испытаний с указанием нормативного документа приведены в приложении Е.

5.3 Антикоррозионные покрытия для наружной поверхности резервуаров

5.3.1    Покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров представляют собой комплексные системы покрытий, состоящие из 2-4 слоев ЛКМ различных классов: эпоксидных, полиуретановых и других.

5.3.2    Для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров используют 2 вида покрытий:

-    системы покрытий с грунтовками, содержащими цинк;

-    системы покрытий с грунтовками, содержащими прочие антикоррозионные пигменты и наполнители.

5.3.3    Системы покрытий могут быть комбинированными, т.е. включать ЛКМ на основе различных пленкообразующих. В комбинированных системах покрытий, включающих эпоксидные и полиуретановые ЛКМ, эпоксидные ЛКМ используют только в качестве грунтовочных и промежуточных слоев, отделочный верхний слой выполняют материалом на основе полиуретановых материалов.

5.3.4    Системы покрытий с цинксодержащими грунтовками используют для антикоррозионной защиты вновь строящихся резервуаров.

5.3.5 Системы покрытий с грунтовками, не содержащими цинк, используют на всех резервуарах, подлежащих антикоррозионной защите: вновь строящихся; действующих, без вывода их из эксплуатации, и выведенных в ремонт.

5.4 Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара

5.4.1    Антикоррозионная защита резервуаров ЛКП производится в следующей последовательности:

-    подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;

-    подготовка металлической поверхности резервуара перед окрашиванием;

- окраска наружной поверхности резервуара, включая верхнюю поверхность плавающей крыши, верхний пояс резервуара с плавающей крышей, конструкции и трубопроводы в пределах каре;

-    отверждение покрытия;

-    контроль качества покрытия;

-    устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

5.4.2    Антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования в пределах каре осуществляется по той же технологии, что и наружная поверхность резервуара.

5.4.3    На наружную поверхность стенки резервуара должны быть нанесены логотипы ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с утвержденными эскизами, надписи «Огнеопасно» и номер резервуара.

5.4.4    Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров приведена в приложении К.

5.5 Выбор системы покрытия для наружной поверхности резервуара

5.5.1    Выбор системы покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара определяется следующими факторами:

-    состоянием резервуара (п.3.1.1; 3.1.2);

-    категорией атмосферной коррозионной активности (п.5.1.3);

-    применяемой грунтовкой (п.5.3.2);

-    суммарной толщиной покрытия, прошедшего сертификацию;

-    необходимым сроком службы.

5.5.2    Системы покрытий для наружной поверхности резервуаров с указанием оптимальной толщины каждого слоя и покрытия в целом, условий эксплуатации и сроков службы приведены в приложении Л.

6 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1 Условия эксплуатации внутренних покрытий резервуаров

6.1.1    По условиям эксплуатации внутренняя поверхность резервуара разделяется на три зоны:

-    днище и первый пояс на всю высоту +100 мм;

-    средние пояса;

-    верхний пояс и крыша.

6.1.2    Днище и первый пояс резервуара подвергаются воздействию коррозионно-активной минерализованной подтоварной воды.

6.1.3    Средние пояса резервуара испытывают воздействие товарной нефти, коррозионная активность которой незначительна.

6.1.4    Верхний пояс и крыша резервуаров со стационарной крышей подвергаются воздействию газовоздушной фазы повышенной коррозионной агрессивности за счет присутствия кислорода, углекислого газа, сероводорода, паров воды.

6.1.5    Элементы конструкций и трубопроводы, находящиеся внутри резервуара, также подвергаются воздействию различных сред в зависимости от их расположения по высоте резервуара.

6.1.6    Максимальная температура эксплуатации внутреннего покрытия составляет +50°С.

6.1.7    Степени агрессивного воздействия сред определяют по СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии»:

-    слабоагрессивные;

-    среднеагрессивные;

- сильноагрессивные.

6.1.8 Агрессивность нефти определяется содержанием серы, воды, хлористых солей и сероводорода. Степени агрессивности сред на различные элементы конструкций резервуаров приведены в таблице 6.1.

Степень агрессивного воздействия сред на элементы конструкций резервуаров

Таблица 6.1

Элементы конструкций резервуаров

Степень агрессивного воздействия на стальные конструкции резервуаров в зависимости от нефти

(классификация по ГОСТ Р 51858)

классы 1, 2, 3 вид 1*

класс 4 вид 2, 3**

Внутренняя поверхность днища и первый пояс на всю высоту + 100 мм (зона воздействия подтоварной воды), а также элементы конструкций и трубопроводы, расположенные в этой зоне

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

Средние пояса, нижние части понтонов и плавающих крыш

Слабоагрессивная

Слабоагрессивная

Верхний пояс (зона периодического смачивания)

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

Крыша резервуара, верх и бортовые поверхности понтонов, бортовые поверхности плавающих крыш (паро-воздушная зона)

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

*Массовые доли: серы - 0-3,50%, сероводорода - не более 20 ppm, метил- и этилмеркаптанов в сумме - не более 40 ppm. **Массовые доли: серы - более 3,50%, сероводорода - 20-100 ppm, метил- и этилмеркаптанов в сумме - 40-100 ppm.

6.2 Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

6.2.1    Внутреннее покрытие резервуаров должно обладать стойкостью к хранящимся в резервуаре продуктам.

6.2.2    Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара в процессе его эксплуатации, размеры которых определены РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»: высота хлопунов днища при площади неровности до 2 м2 - 150 мм, при площади неровности до 5 м - 180 мм; допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края 1500 мм - 15 мм; от 1500 до 3000 мм - 30 мм, от 3000 мм до 4500 мм - 45 мм.

6.2.3    Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации.

6.2.4    Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия.

6.2.5    Покрытие должно иметь прочное сцепление с металлической поверхностью.

6.2.6    Поверхность покрытия должна быть однородной и легко поддаваться очистке от хранящегося в резервуаре продукта перед проведением осмотров.

6.2.7    Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

6.2.8    Удельное объемное сопротивление покрытия не нормируется. (Изменение № 5 ГОСТ 1510).

6.2.9    Технические характеристики покрытия, их нормативные показатели и методы испытаний с указанием нормативного документа приведены в приложении Л.

6.3 Типы антикоррозионных покрытий для внутренней поверхности резервуаров

6.3.1 Для антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров используют покрытия нормального, усиленного и особо усиленного типа. Все покрытия разделяются на 5 групп:

-    № 1 - покрытия нормального типа на основе эпоксидных ЛКМ суммарной толщиной до 300 мкм;

-    № 2 - покрытия нормального типа на основе однокомпонентных полиуретановых ЛКМ толщиной 200-500 мкм;

-    № 3 - покрытия усиленного типа однослойные покрытия на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка толщиной 500-600 мкм;

-    № 4 - покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные стекломатами, толщиной 2000-3000 мкм;

-    № 5 - покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные рубленым стекловолокном, толщиной 1000-2000 мкм.

6.3.2    Покрытия нормального типа №№ 1 и 2 применяют при слабоагрессивных условиях эксплуатации для защиты всей внутренней поверхности, как вновь строящихся резервуаров, так и резервуаров, прошедших текущий или капитальный ремонт. При средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации применяют для защиты поверхностей, контактирующих с нефтью (средние пояса резервуаров типа РВС, нижняя часть понтона и плавающей крыши).

6.3.3    Покрытия усиленного типа № 3 применяют при слабо- и среднеагрессивных условиях эксплуатации для защиты всей внутренней поверхности как вновь строящихся резервуаров, так и резервуаров, прошедших текущий или капитальный ремонт. При использовании различных типов покрытий по высоте резервуара для средне- и сильноагрессивных сред покрытия усиленного типа используют для защиты верхнего пояса, крыши и зоны средних поясов резервуаров РВС, контактирующих с нефтью, а также нижней части понтона и плавающей крыши.

6.3.4    Покрытия особо усиленного типа № 4 и № 5 применяют для защиты днища и первого пояса на всю высоту + 100 мм при средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации, особенно при возможности коррозионных поражений днища со стороны основания. Покрытия, армированные рубленым стекловолокном, применяют также для защиты крыши при сильноагрессивных условиях эксплуатации.

6.3.5    Покрытия особо усиленного типа применяют как для защиты вновь строящихся резервуаров, так и для восстановления резервуаров, выведенных в ремонт, что позволяет сократить объемы предварительно выполняемых ремонтных работ.

6.3.6    Системы покрытий для внутренней поверхности резервуаров с указанием оптимальной толщины каждого слоя и покрытия в целом приведены в приложении М.

6.4 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.4.1    Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуара и конструкционных элементов, находящихся внутри резервуара, может выполняться как одной, так и несколькими системами покрытий различного типа по высоте резервуара.

6.4.2    Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара и его конструкционных элементов производится с учетом следующих факторов:

-    типа резервуара (РВС, РВСП, РВСПК);

-    состояния резервуара (п.3.1.3);

-    условий эксплуатации (п.п.6.1.7, 6.1.8);

-    результатов диагностики резервуара, находящегося в эксплуатации;

-    необходимого срока продления службы резервуара, находящегося в эксплуатации;

-    химической нейтральности к средствам пенотушения.

6.4.3    При хранении в резервуаре нефти одного класса и вида условия эксплуатации определяют в соответствии с п.п. 6.1.7 и 6.1.8.

6.4.4    При возможности хранения в резервуаре нефтей с различной степенью агрессивности выбор покрытий производят для наибольшей степени агрессивности.

6.4.5    В таблице 6.2 приведены схемы антикоррозионной защиты резервуаров в зависимости от типа и состояния резервуара, а также коррозионной агрессивности среды.

Таблица 6.2 (обязательная)

Схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров

Тип и состояние резервуара

Коррозионная агрессивность среды

Элементы конструкции

Тип покрытия

Вновь строящийся резервуар со стационарной крышей (РВС)

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, отсутствие коррозии днища со стороны основания резервуара

Вся внутренняя поверхность резервуара, включая металлоконструкции и трубопроводы внутри резервуара.

№№ 1,2 или 3

Сильноагрессивная среда, отсутствие коррозии

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм.

№№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№ 3

днища со стороны основания резервуара

Средние пояса.

№№ 1,2 или 3

Верхний пояс и крыша

№№ 3 или 5

Вновь строящийся резервуар со стационарной крышей и понтоном (РВСП) и с плавающей крышей (РВСПК)

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, отсутствие коррозии днища со стороны основания резервуара

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм. Нижняя и верхняя поверхности и борт понтона.

Нижняя поверхность и борт плавающей крыши. Металлоконструкции и трубопроводы внутри резервуара. Верхний пояс и крыша РВСП.

Опорные стойки понтона и плавающей крыши. Направляющие на высоту первого пояса + 100 мм.

№№ 1,2 или 3

Средние пояса (зона движения понтона или плавающей крыши)

не окрашиваются

Сильноагрессивная среда, отсутствие коррозии днища со стороны основания резервуара

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм. Опорные стойки понтона. Направляющие на высоту первого пояса + 100 мм.

№№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№ 3

Нижняя и верхняя поверхности и борт понтона. Нижняя поверхность, борт и опорные стойки плавающей крыши. Верхний пояс и крыша РВСП.

№№ 1,2 или 3

Средние пояса (зона движения понтона или плавающей крыши).

не окрашиваются

Резервуары РВС, выведенные в ремонт

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, отсутствие коррозии днища со стороны основания резервуара

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм.

№№ 1,2 или 3* №№ 4 или 5**

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№3

Средние пояса.

№№ 1,2 или 3

Верхний пояс и крыша.

№№ 1,2 или 3 5***

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, коррозия днища со стороны основания резервуара

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм.

№№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№3

Средние пояса.

№№ 1,2 или 3

Верхний пояс и крыша.

№№ 1,2 или 3* № 5***

Сильноагрессивная среда при любом состоянии днища со стороны основания

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм.

№№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы внутри резервуара.

№ 3

Средние пояса.

№№ 1,2 или 3

Верхний пояс и крыша.

№№ 3 или 5

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, коррозия днища со стороны основания резервуара

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту+ 100 мм. Опорные стойки понтона.

Направляющие на высоту первого пояса + 100 Верхний пояс и крыша РВСП. и плавающей крыши.

№№ 1, 2 или 3* №№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№3

Нижняя и верхняя поверхности и борт понтона.

Нижняя поверхность, борт и опорные стойки плавающей крыши.

Верхний пояс и крыша РВСП.

№№ 1,2 или 3

Средние пояса (зона движения понтона или плавающей крыши).

не окрашиваются

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту + 100 мм.

№№ 4 или 5

Опорные стойки понтона.

Резервуары РВСП и РВСПК, выведенные в ремонт

Слабоагрессивная и среднеагрессивная среда, коррозия днища со стороны основания резервуара

Направляющие на высоту первого пояса + 100 мм. Верхний пояс и крыша РВСП. и плавающей крыши.

№№ 1, 2 или 3* №№ 4 или 5**

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№3

Нижняя и верхняя поверхности и борт понтона.

Нижняя поверхность, борт и опорные стойки плавающей крыши.

Верхний пояс и крыша РВСП.

№№ 1,2 или 3

Средние пояса (зона движения понтона или плавающей крыши).

не окрашиваются

Сильноагрессивная среда, при любом состоянии днища со стороны основания

Днище и первый пояс резервуара на всю высоту+ 100 мм. Опорные стойки понтона.

Направляющие на высоту первого пояса + 100 мм.

№№ 4 или 5

Металлоконструкции и трубопроводы в зоне первого пояса.

№3

Нижняя и верхняя поверхности и борт понтона.

Нижняя поверхность, борт и опорные стойки плавающей крыши.

Верхний пояс и крыша РВСП.

№№ 1,2 или 3

Средние пояса (зона движения понтона или плавающей крыши).

не окрашиваются

Примечания

* Допускается использование после капитального или текущего ремонта резервуара и при отсутствии коррозионных повреждений, особенно питинговых разрушений. ** Исключает замену стальных листов днища (п.п. 6.3.6, 6.3.7).

*** Применяется при наличии коррозионных разрушений, в том числе питинговых.

6.5 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.5.1    Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными покрытиями производится в следующей последовательности:

-    подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;

-    подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской;

-    окраска внутренней поверхности резервуара, включая элементы конструкций и трубопроводы внутри резервуара;

-    отверждение покрытия;

-    контроль качества покрытия;

-    устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

6.5.2    Антикоррозионную защиту производят в соответствии с типовыми технологическими схемами, каждая из которых объединяет несколько типов покрытий (см. таблицу 6.3).

Типовые технологические схемы и типы применяемых покрытий


Таблица 6.3

№№ типовой технологической схемы

Типы применяемых покрытий

1

Покрытия нормального и усиленного типа (№№ 1, 2, 3)

2

Покрытия особо усиленного типа (№№ 4, 5)

6.5.3 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров приведены в приложении Н.

6.6.1 Общие положения

6.6.1.1    Для предотвращения повреждения покрытия в процессе антикоррозионной защиты должно соблюдаться общее требование при производстве работ: подготовка поверхности и окраска производятся поэтапно с учетом производительности оборудования и жизнеспособности двухкомпонентных ЛКМ, от крыши к днищу, в следующем порядке: крыша, боковая поверхность, трубопроводы и металлоконструкции внутри резервуара, днище.

6.6.1.2    Особенности защиты резервуаров разной конструкции обусловлены наличием понтона или плавающей крыши и применением для защиты днища и первого пояса покрытий особо усиленного типа.

6.6.2 Резервуары со стационарной крышей (РВС)

6.6.2.1    При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутреннюю поверхность окрашивают полностью в соответствии с п.

6.6.1.1.

6.6.2.2    При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты:

-    крышу, боковую поверхность, за исключением первого пояса на всю высоту +100 мм, и металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу и верхний пояс на всю высоту +100 мм защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);

-    первый пояс на всю высоту +100 мм, трубопроводы и металлоконструкции в пределах этой зоны, днище - покрытие особо усиленного типа.

6.6.3 Резервуары со стационарной крышей и понтоном (РВСП)

6.6.3.1    В резервуарах типа РВСП средние пояса в зоне движения понтона не окрашиваются.

6.6.3.2    Понтон, выполненный из алюминия, антикоррозионной защите не подлежит.

6.6.3.3    При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутренняя поверхность, за исключением средних поясов в зоне движения понтона, подлежит антикоррозионной защите в последовательности: крыша, верхний пояс, верхняя и нижняя поверхность и борта стального понтона, первый пояс, трубопроводы и металлоконструкции внутри резервуара и днище.

6.6.3.4    При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты резервуара:

- крышу, верхний пояс, верхнюю, нижнюю поверхности и борта стального понтона, металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);

-    первый пояс на всю высоту +100 мм, опорные стойки понтона и трубопроводы в пределах этой высоты, днище - покрытием особо усиленного типа.

6.6.3.5    Антикоррозионную защиту крыши и верхнего пояса производят до монтажа алюминиевого понтона.

6.6.4 Резервуары с плавающей крышей (РВСПК)

6.6.4.1    В резервуарах типа РВСПК средние пояса в зоне движения плавающей крыши не окрашиваются.

6.6.4.2    Верхняя часть плавающей крыши и верхняя часть боковой поверхности резервуара подвергаются воздействию атмосферы и подлежат окраске по технологии защиты наружной поверхности резервуара.

6.6.4.3    При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутренняя поверхность, за исключением средних поясов в зоне движения плавающей крыши, подлежит антикоррозионной защите в последовательности: боковая поверхность плавающей крыши до монтажа уплотняющего затвора перед гидроиспытанием; площадки обслуживания направляющих и сами направляющие в верхнем узле; нижняя поверхность и опорные стойки стальной плавающей крыши; первый пояс на всю высоту +100 мм; трубопроводы внутри резервуара, днище.

6.6.4.4    При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты резервуара:

-    боковую и нижнюю поверхность стальной плавающей крыши, металлоконструкции, расположенные выше первого пояса +100 мм, защищают

покрытиями нормального или усиленного типа;

-    первый пояс на всю высоту +100 мм, направляющие и трубопроводы в пределах этой высоты, днище - покрытием особо усиленного типа.

7 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

7.1    При проведении антикоррозионных работ необходимо соблюдать требования к условиям окружающей среды (температура и относительная влажность воздуха).

7.2    Для получения качественного покрытия необходимо следить за отсутствием влаги на окрашиваемой поверхности. Конденсация влаги из окружающего воздуха на металлической поверхности не происходит, если температура металлической поверхности на 3° выше точки росы.

7.3    Антикоррозионные работы проводятся при температуре окружающего воздуха не ниже +5°С и относительной влажности воздуха не выше 80%.

7.4    Запрещается проведение антикоррозионных работ на наружной поверхности резервуаров всех типов и на внутренней поверхности резервуаров при отсутствии стационарной крыши во время выпадения осадков (дождь, снег) или вероятности их выпадения в течение времени, необходимого для подготовки поверхности, нанесения и отверждения покрытия до отлипа согласно п. 3.6.1 ГОСТ 19007.

7.5    Проведение антикоррозионных работ внутри резервуара с плавающей крышей допускается при условии временной герметизации зазора между стенкой и вторичным уплотнением затвора.

7.6    При проведении антикоррозионных работ внутри резервуаров типа РВС и РВСП для создания оптимальных условий используют установки для подогрева и осушки воздуха.

8 ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРА

8.1 Общие требования

8.1.1    Подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской включает следующие операции:

-    обезжиривание участков с любой степенью зажиренности по ГОСТ 9.402;

-    очистка от окислов;

-    обеспыливание;

-    осушка (при необходимости).

8.1.2    Обезжиривание участков с любой степенью зажиренности производят органическими растворителями или моющими составами в соответствии с ГОСТ 9.402.

8.1.3    Очистка от окислов производится струйным абразивным методом для получения максимальной адгезии покрытия с металлом. В процессе очистки с поверхности металла удаляют окалину и ржавчину, а также создают на металлической поверхности шероховатость в соответствии с требованием технической документации на ЛКМ. При антикоррозионной защите наружной поверхности действующего резервуара без вывода его из эксплуатации очистку поверхности производят гидроабразивным методом.

8.1.4 Для струйной абразивной очистки используют абразивные материалы: купершлак Nastra фирмы Franz L. BRUMMER GmbH&Co., Германия, и купершлак ОАО «Уралгрит», Россия, ТУ 3989-001-15050378-2003. Допускается использовать другие отечественные и импортные абразивные материалы, удовлетворяющие ИСО 11126, прошедшие испытания в ООО «Институт ВНИИСТ» и имеющие санитарно-эпидемиологическое заключение: диоксид алюминия (ИСО 11126-7), шлак медеплавильного производства (ИСО 11126-3) или топочный шлак (ИСО 11126-4) с размером частиц 0,2-2,8 мм. Кратность использования диоксида алюминия - 5, купершлака и топочного шлаков - 1.

8.1.5    Применяемые абразивные материалы должны удовлетворять требованиям технической документации по твердости (ИСО 11127-4), фракционному составу (ИСО 11127-2), плотности (ИсО 11127-3), влажности (иСо 11127-6).

8.1.6    Сжатый воздух, предназначенный для абразивной обработки и окрашивания методом распыления, должен соответствовать требованиям ГОСТ

9.010.

8.1.7 Особое внимание должно быть обращено на очистку сварных швов, раковин, оспин и труднодоступных мест. Перед очисткой сварных швов тщательно удаляют сварочные брызги, пригар, шлак. Данные работы допускается проводить ручными или механизированными металлическими щетками

или другим инструментом.

8.1.8    Абразивную очистку крупногабаритных резервуарных конструкций производят поэтапно. При этом обрабатываемая за один раз поверхность не должна превышать площадь, которая может быть защищена до ее окисления. Интервал между подготовкой поверхности и окрашиванием определяется технической документацией на конкретный ЛКМ, но не должен превышать 6 часов согласно ГОСТ 9.402.

8.1.9    Размер обрабатываемой поверхности рассчитывают с учетом возможностей применяемого оборудования для проведения антикоррозионных работ, типа резервуара и типа ЛКМ.

8.1.10    По окончании абразивной очистки и оседания пыли удаляют отработанный абразивный материал из рабочей зоны и производят обеспыливание поверхности с помощью вакуумной системы отсоса пыли.

8.1.11 Поверхность, подготовленная к окрашиванию, должна быть сухой, обеспыленной, без загрязнений маслами, смазками, не иметь налета вторичной коррозии.

8.1.12    Подготовленная к окраске поверхность подлежит контролю по следующим показателям: степень очистки от окислов, шероховатость поверхности, степень обеспыливания и содержание солей (см. раздел 11.4 настоящих Правил).

8.1.13    При наличии на поверхности участков, не соответствующих требованиям, обработку повторяют.

8.1.14    Работы по поэтапной подготовке поверхности фиксируют в журнале пооперационного контроля (приложение В). Координаты поверхности определяют согласно схеме поэтапного проведения антикоррозионных работ.

8.1.15    По окончании работ комиссия составляет акт на скрытые работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к окраске, отражающий качество подготовки поверхности (приложение Б).

8.2 Подготовка наружной поверхности резервуаров

8.2.1    Подготовка наружной поверхности вновь строящихся резервуаров и резервуаров, выведенных в ремонт

8.2.1.1 При подготовке наружной поверхности вновь строящихся резервуаров и резервуаров, выведенных в ремонт, следует руководствоваться требованиями раздела 8.1.

8.2.1.2    При проведении струйной абразивной очистки резервуаров, выведенных в ремонт, остатки старой краски должны быть полностью удалены.

8.2.2    Подготовка наружной поверхности действующих резервуаров без вывода их из эксплуатации

8.2.2.1    Антикоррозионная защита действующих резервуаров без вывода их из эксплуатации относится к работам повышенной опасности и проводится в строгом соответствии с типовыми инструкциями по организации безопасного проведения работ повышенной опасности. Непосредственно в момент выполнения работ по подготовке поверхности и окраске наружной поверхности действующего резервуара без вывода его из эксплуатации запрещаются работы по приему и откачке нефти из резервуара. Заполнение резервуара со стационарной крышей без понтона должно быть максимально возможным с целью предотвращения образования паровоздушной смеси и снижения риска возникновения пожара.

8.2.2.2 При удалении сварочных брызг, пригара, шлака и при очистке сварочных швов, раковин, оспин и труднодоступных мест используют ручной или механизированный инструмент во взрывобезопасном исполнении с подачей воды.

8.2.2.3    Очистку наружной поверхности резервуара от окислов и остатков старого покрытия, включая конструкции и трубопроводы в пределах каре, а также верхнюю часть плавающей крыши и верхнюю часть боковой поверхности резервуара производят в соответствии с разделом 8.1 с заменой абразивной обработки на гидроабразивную обработку. После гидроабразивной очистки производят промывку водой для удаления абразива и обдув теплым воздухом для удаления влаги и осушки поверхности перед нанесением антикоррозионного покрытия.

8.3 Подготовка внутренней поверхности

8.3.1    Подготовка внутренней поверхности вновь строящихся резервуаров.

8.3.1.1    Подготовку внутренней поверхности вновь строящихся резервуаров производят в соответствии с требованиями раздела 8.1 в последовательности, определенной в разделе 6.6.

8.3.1.2    В резервуарах с понтоном или плавающей крышей боковую поверхность резервуара в зоне их движения очищают от продуктов коррозии струйным абразивным методом до степени не ниже Sa 2 с шероховатостью поверхности 20-30 мкм.

8.3.2 Подготовка внутренней поверхности резервуаров, выведенных в ремонт

8.3.2.1    Подготовку резервуара к антикоррозионной защите производят в соответствии с ОР-016.01-28.21.00-КТН-049-1-04 «Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода их в эксплуатацию».

8.3.2.2    Перед проведением антикоррозионных работ на резервуарах, выведенных в ремонт, проводятся следующие подготовительные работы:

-    опорожнение,

-    очистка резервуара от остатков нефти и парафиновых отложений,

-    диагностика,

-    текущий или капитальный ремонт металлоконструкций и внутренней обвязки резервуара в зависимости от результатов диагностики.

8.3.2.3    После производства работ по диагностике и ремонта резервуара проводят гидравлические испытания резервуара.

8.3.2.4    Резервуар, подготовленный к проведению антикоррозионных работ, должен соответствовать требованиям ОР-016.01-28.21.00-КТН-049-1-04 и требованиям к конструкции настоящих Правил (раздел 3, приложение Д). По окончании работ резервуар принимается по акту (приложение А).

8.3.2.5    Дальнейшие работы по подготовке поверхности резервуара к нанесению ЛКМ проводятся в соответствии с требованиями раздела 8.1 и 8.3.1.

9 ТРЕБОВАНИЯ К ЛКМ И ПОДГОТОВКЕ ИХ К НАНЕСЕНИЮ

9.1    Поставляемые для антикоррозионной защиты ЛКМ должны удовлетворять требованиям технической документации. Качество поступающих материалов должно быть подтверждено сертификатами предприятия-изготовителя.

9.2    При поставке ЛКМ Поставщик должен представить технические данные на материал (инструкцию), включающие:

-    соотношение компонентов и жизнеспособность после смешения (для двухкомпонентных ЛКМ),

-    рекомендации по режимам нанесения и отверждения ЛКМ (каждого слоя и покрытия в целом),

-    допустимое время отверждения ЛКМ до возможности попадания влаги на поверхность покрытия,

-    рекомендации по оборудованию для нанесения,

-    требования безопасности при работе с данным материалом.

При необходимости Производитель работ имеет право запрашивать у Поставщика ЛКМ дополнительную информацию.

9.3    Подготовка к нанесению двухкомпонентных ЛКМ заключается в смешении компонентов в соотношении, определяемом технической документацией на материал. Количество приготовленного состава рассчитывают с учетом жизнеспособности ЛКМ. При повышении температуры жизнеспособность материала сокращается, что отражено в технической документации на материал и ППР.

9.4    Однокомпонентные полиуретановые ЛКМ поставляются в готовом к употреблению состоянии. Подготовка их к применению заключается в тщательном перемешивании (вручную или с помощью механической мешалки) до достижения однородности материала и при необходимости разведении его до требуемой вязкости согласно технической документации.

10 ТРЕБОВАНИЯ К НАНЕСЕНИЮ И ОТВЕРЖДЕНИЮ ЛКМ

10.1 Общие требования

10.1.1    ЛКМ наносят только на чистую сухую поверхность. Не допускается проводить окрашивание по мокрой или отпотевшей поверхности. В случае отпотевания поверхности необходимо осушить ее нагретым очищенным воздухом до удаления влаги.

10.1.2    Применяемые для разбавления ЛКМ растворители должны соответствовать указанным в технической документации на материал.

10.1.3    По окончании работ или при длительном перерыве в работе оборудование для нанесения промывают и очищают растворителем, указанным в технической документации на материал.

10.1.4    Высоковязкие эпоксидные и однокомпонентные полиуретановые материалы наносят методом безвоздушного распыления. Кромки, углы, сварные швы, заклепки и т. п. предварительно окрашивают кистью или валиком на их ширину +10 мм с каждой стороны.

10.1.5    При невозможности нанесения ЛКМ на труднодоступные участки методом распыления окраску производят кистью или валиком, соблюдая количество слоев и соответствующие требования (п. 11.5.10).

10.1.6    Грунтовки наносят пневматическим или безвоздушным распылением.

10.1.7    При антикоррозионной защите наружной поверхности резервуара запрещается нанесение ЛКМ во время выпадения осадков (дождь, снег) или вероятности их выпадения в течение времени, необходимого для высыхания покрытия до отлипа согласно п. 3.6.1 ГОСТ 19007.

10.1.8    В случае угрозы непрогнозируемого выпадения осадков следует создать навес над окрашиваемой поверхностью на время нанесения и отверждения ЛКМ до отлипа согласно п. 3.6.1 ГОСТ 19007. При невозможности создания навеса и выпадении осадков, а также при образовании конденсата на поверхности покрытия, не прошедшего отверждение до отлипа, ЛКМ смывают и производят повторное окрашивание с предварительным контролем металлической поверхности на соответствие требованиям раздела 11.4. Если поверхность не соответствует требованиям, производят повторную абразивную очистку.

10.1.9    На покрытие, отвержденное до отлипа, осадки и конденсат не влияют.

10.1.10    Покрытие должно наноситься равномерным слоем. В процессе работы визуально контролируют сплошность на наличие неокрашенных участков и толщину мокрой и сухой пленки каждого нанесенного слоя.

10.1.11    Покрывные слои (1 или 2) наносят за один проход.

10.1.12    Отверждение каждого слоя и покрытия в целом производят согласно режимам, указанным в технической документации на применяемый ЛКМ. Время отверждения зависит от условий окружающей среды.

10.1.13    При превышении максимального времени межслойной сушки покрытие зачищают шкуркой для придания шероховатости поверхности согласно рекомендациям Поставщика ЛКМ.

10.1.14    Время выдержки внутреннего покрытия до эксплуатации после полного отверждения определяется технической документацией на систему покрытия и зависит от условий окружающей среды. При температуре окружающей среды 20°С выдержка составляет 7 суток. При более низких температурах время выдержки увеличивается.

10.1.15    После выдержки покрытия согласно п. 10.1.11 производят контроль в соответствии с разделом 11.6 настоящих Правил.

10.2 Требования к нанесению ЛКМ на наружную поверхность резервуаров

10.2.1    ЛКМ наносят на наружную поверхность резервуара, трубопроводы и конструкции в пределах каре, а также на верхнюю часть плавающей крыши и верхнюю часть боковой поверхности резервуара в соответствии с требованиями раздела 10.1 настоящих Правил.

10.2.2    При производстве окрасочных работ на действующих резервуарах должно строго соблюдаться требование, указанное в п. 8.2.2.1 и 13.1.4.

10.3 Требования к нанесению ЛКМ на внутреннюю поверхность резервуаров

10.3.1    Покрытия нормального и усиленного типа

10.3.1.1    Покрытия нормального и усиленного типа наносят в соответствии с требованиями раздела 10.1.

10.3.2 Покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ, усиленных стекломатами

10.3.2.1    Нанесение покрытия особо усиленного типа осуществляют в соответствии с руководящим    документом    «Использование толстопленочных

эпоксидных покрытий, усиленных стекловолокном, для защиты внутренних поверхностей    днища    и первого    пояса резервуаров для нефти    и

нефтепродуктов», являющимся Дополнением к РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». Данное Дополнение и Изменение № 1 согласовано Госгортехнадзором России письмом № 1003/409 от 01.06.2000 г. и введено в действие с 01.06.2000 г.

10.3.2.2    Толщина и качество эпоксидного покрытия, усиленного стекловолокном, зависят    от соблюдения нормы расхода эпоксидного ЛКМ    и

стекловолокна при нанесении каждого слоя. Нормы определены технической документацией на систему покрытия.

10.3.2.3 Эпоксидное покрытие, усиленное стекломатами, состоит из грунтовочного слоя, нанесенного на подготовленную металлическую поверхность, и

2-3 слоев эпоксидного состава, не содержащего растворитель, с промежуточной прокладкой стекломатами.

10.3.2.4    Эпоксидный грунтовочный слой наносят методом распыления в 1 слой толщиной, соответствующей требованиям технической документации. Интервал между подготовкой поверхности и нанесением грунтовки выбирается в соответствии с пунктом 8.1.8.

10.3.2.5    Отверждение грунтовочного слоя производят в соответствии с режимами, приведенными в технической документации на материал.

10.3.2.6 Выравнивание неровностей, соединений, сглаживание сварных швов и мест «стенка-днище» производят вручную при помощи шпатлевки с наполнителем. Шпатлевку с наполнителем готовят из эпоксидного состава (без растворителя), применяемого для толстопленочного покрытия, с добавлением специального наполнителя.

10.3.2.7    Эпоксидный ЛКМ наносят валиком или безвоздушным распылением, в соответствии с технической документации на систему покрытия.

10.3.2.8    Маты из рубленого стекловолокна должны соответствовать по весу требуемому показателю - 300 г/м . Маты укладывают с 50%-ным нахлестом.

10.3.2.9    На уложенные стекломаты наносят слой эпоксидного ЛКМ валиком или безвоздушным распылением.

10.3.2.10    Прикатывание поверхности игольчатым валиком для удаления воздуха к наружным краям мата.

10.3.2.11    Отверждение первого слоя покрытия производят при температуре окружающего воздуха согласно техническим требованиям на применяемый материал. Время отверждения должно соответствовать требованиям технической документации на применяемый материал.

10.3.2.12    Нанесение второго слоя покрытия, усиленного стекломатами, производят в соответствии с п.п. 10.3.2.7-10.3.2.11.

10.3.2.13    После отверждения второго усиленного слоя наносят слой эпоксидного ЛКМ по п. 10.3.2.7.

10.3.2.14    Нанесение (приклеивание) стеклопрокладки - 30 г/м2.

10.3.2.15    Нанесение покрывного слоя эпоксидного ЛКМ валиком или безвоздушным распылением.

10.3.2.16    Отверждение системы покрытия и промежуточных слоев производят в соответствии с режимами, определяемыми технической документацией на систему покрытия.

10.3.2.17    Для предотвращения риска просачивания хранящихся в резервуаре продуктов под покрытие, усиленное стекловолокном, необходимо соблюдать следующие требования при его нанесении на первый пояс резервуара:

-    второй слой стекломата укладывают выше первого на 50 мм;

-    слой стеклопрокладки 30 г/м укладывают на 50 мм выше первого слоя стекломата;

-    покрывной слой эпоксидного ЛКМ (п. 10.3.2.15) наносят с перекрытием слоя стеклопрокладки на 50 мм.

10.3.3 Покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ, усиленных рубленым стекловолокном

10.3.3.1 Эпоксидное покрытие, усиленное рубленым стекловолокном, состоит из грунтовочного слоя, слоя эпоксидного ЛКМ, нанесенного одновременно с рубленым стекловолокном, и покрывного слоя.

10.3.3.2    Нанесение и отверждение грунтовочного слоя производят в соответствии с п. 10.3.2.4 и 10.3.2.5 настоящих Правил.

10.3.3.3    Шпатлевание металлической поверхности производят в соответствии с п. 10.3.2.6.

10.3.3.4    Промежуточный слой эпоксидного ЛКМ с рубленым стекловолокном наносят специальной установкой с тройным соплом. Установка обеспечивает раздельную подачу основы и отвердителя в блок смешения. Стекловолокно автоматически измельчается. В процессе нанесения достигается эффективное соединение распыляемого эпоксидного материала с частицами стекловолокна.

10.3.3.5    Отверждение промежуточного слоя производят в соответствии с режимами, указанными в технической документации на систему покрытия.

10.3.3.6    Шлифование поверхности для удаления выступающих частиц стекловолокна.

10.3.3.7    Нанесение покрывного слоя эпоксидного материала.

10.3.3.8    Отверждение в соответствии с режимами, приведенными в технической документации.

10.4 Устранение дефектов покрытия

10.4.1    При наличии отдельных дефектов, имеющих суммарную площадь менее 15 % от общей площади покрытия внутренней или наружной поверхности, покрытие на этих участках следует удалить механическим способом, поверхность зачистить механическим способом до металлического блеска, при необходимости обезжирить и нанести ЛКМ по технологии, соответствующей технологии нанесения основного покрытия.

10.4.2    При наличии дефектных участков с суммарной площадью более 15% покрытие на внутренней и наружной поверхности полностью удаляют и производят повторную окраску согласно настоящей инструкции, включая подготовку поверхности.

10.4.3    При выявлении пор и низкой толщины покрытия поверхность зачищают для придания шероховатости, удаляют пыль и наносят ЛКМ.

10.4.4 Основными дефектами толстопленочного эпоксидного покрытия, усиленного стекломатами, являются воздушные пузыри, возникающие

вследствие некачественного выполнения операции прикатывания и недостаточная толщина покрытия. Устранение этих дефектов производят следующим образом:

-    устранение воздушных пузырей производят путем их вскрытия и заполнения пустот эпоксидным составом с рубленым стекловолокном по технологии нанесения основного покрытия.

-    при недостаточной толщине покрытия поверхности придают шероховатость, очищают от пыли и наносят эпоксидный состав с рубленым стекловолокном.

10.4.5    Основным дефектом покрытия, усиленного рубленым стекловолокном, является выступание над поверхностью покрывного слоя частиц стекловолокна. Этот дефект снижает барьерные свойства покрытия. Для его устранения следует произвести повторное шлифование поверхности, нанесение и отверждение покрывного слоя (п.п.10.3.3.6-10.3.3.8).

10.4.6    Толщина покрытия в зоне ремонта должна быть ровна толщине основного покрытия.

11 ТРЕБОВАНИЯ К КОНТРОЛЮ И ПРИЕМКЕ ПОКРЫТИЯ

11.1 Общие положения

11.1.1    Для качественного выполнения работ по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти на всех стадиях технологического процесса осуществляют следующие операции контроля:

-    условия окружающей среды

-    входной контроль ЛКМ и абразивных материалов;

-    подготовка металлических поверхностей перед окраской;

-    подготовка ЛКМ перед применением;

-    качество воздуха, применяемого при подготовке поверхности и нанесении ЛКМ;

-    нанесение ЛКМ и отверждение;

-    качество готового покрытия.

11.1.2    Контроль осуществляют аттестованные специалисты Производителя работ, прошедшие обучение и имеющие допуск на право проведения данных работ.

11.1.3    Приборы контроля приведены в приложении П.

11.1.4    Допускается использовать приборы других марок и производителей, если их характеристики соответствуют предлагаемому перечню.

11.2 Контроль условий окружающей среды

11.2.1    Контроль условий окружающей среды включает:

-    температура воздуха,

-    относительная влажность воздуха;

-    точка росы;

-    температура металлической поверхности.

11.2.2    Все параметры контролируют перед началом и в процессе проведения работ по подготовке поверхности и нанесению ЛКМ.

11.2.3    Температуру воздуха контролируют термометром. Температура не должна быть ниже +5°С.

11.2.4    Относительную влажность воздуха контролируют психрометром. Она не должна превышать 80%.

11.2.5 Точку росы определяют по диаграмме, предварительно измерив относительную влажность и температуру воздуха, температуру металлической поверхности.

11.2.6    Температуру металлической поверхности определяют перед проведением окрасочных работ контактным термометром. Она должна быть не менее чем на 3°С выше точки росы.

11.3 Входной контроль ЛКМ и абразивных материалов

11.3.1    Входной контроль ЛКМ осуществляет Производитель работ. Контроль включает проверку сопроводительной документации на предмет сроков хранения ЛКМ и объемов поставки, осмотр транспортной тары и установление соответствия свойств материала требованиям, указанным в технической документации на материал. Качество полученных ЛКМ оценивают путем сопоставления основных технических характеристик, указанных в сертификате на партию материала, и тех же характеристик в технической документации Поставщика ЛКМ. В сомнительных случаях лаборатория входного контроля проводит испытания по тем или иным показателям.

11.3.2    Пробы ЛКМ отбирают согласно требованиям стандарта ИСО 1512.

11.3.3    Основные технические характеристики ЛКМ, подлежащие проверке:

-    условная вязкость (время истечения) для нетиксотропных материалов (ИСО 2431);

-    цвет и внешний вид пленки покрытия (ГОСТ 9.032);

-    степень высыхания (ГОСТ 19007);

-    прочность пленки при ударе (ГОСТ 4765);

-    толщина мокрого слоя и сухой пленки (ИСО 2808);

-    адгезия покрытия (ИСО 2409, 4624, ASTM D 3359);

-    жизнеспособность после смешения (техническая документация на ЛКМ).

11.3.4    Полученные показатели должны соответствовать требованиям технической документации Поставщика ЛКМ.

11.3.5    Входной контроль абразивных материалов включает проверку сопроводительной документации, осмотр транспортной тары и установление соответствия показателей свойств материала, указанных в сертификате на партию абразива, требованиям, указанным в технической документации на него. В сомнительных случаях лаборатория входного контроля проводит испытания по тем или иным показателям.

11.3.6    Основные характеристики абразивных материалов, подлежащие проверке:

-    твердость (ИСО 11127-4);

-    фракционный состав (ИСО 11127-2);

-    плотность (ИСО 11127-3);

-    влажность (ИСО 11127-6).

11.4 Контроль качества подготовки поверхности

11.4.1    Качество подготовки металлической поверхности контролируют по следующим показателям:

-    степень очистки от окислов (ИСО 8501-1);

-    шероховатость (ИСО 8503);

-    степень обеспыливания (ИСО 8502-3);

-    содержание солей (ИСО 8502-3).

11.4.2    Контроль очистки от окислов осуществляют визуально сравнением с эталонами, представленными в ИСО 8501-1. Степень очистки от окислов должна быть Sa2*^ - Sa3 в зависимости от требований для конкретного ЛКМ. Степень очистки от окислов боковой поверхности резервуаров РВСП и

РВСПК в зоне движения понтона и плавающей крыши должна быть Sa 2.

11.4.3    Шероховатость поверхности контролируют с помощью профилометра любого типа или эталонов сравнения по ИСО 8503 и должна соответствовать техническим требованиям на применяемый ЛКМ. Минимальный показатель шероховатости - 30 мкм. Шероховатость боковой поверхности резервуаров РВСП и РВСПК в зоне движения понтона и плавающей крыши должна составлять 20-30 мкм.

11.4.4    Степень обеспыливания контролируют по количеству и размеру частиц пыли путем сравнения с эталоном по ИСО 8502-3. Размер частиц видимых невооруженным глазом лежит в интервале 50-100 мкм.

11.4.5    Содержание солей контролируют по ИСО 8502-2.

11.5 Контроль в процессе нанесения и отверждения ЛКМ

11.5.1    Контроль в процессе нанесения ЛКМ проводят по следующим показателям:

-    температура металлической поверхности (термометр);

-    температура ЛКМ (термометр);

-    качество подготовки поверхности (раздел 11.4);

-    нанесение ЛКМ на сварные швы, заклепки и т.п. (визуально);

-    сплошность каждого слоя покрытия (ГОСТ 9.032);

-    толщина мокрого слоя (ИСО 2808);

-    режимы отверждения (ГОСТ 19007);

-    толщина сухого слоя (ИСО 2808);

-    нанесение кистью слоев ЛКМ в труднодоступных местах (визуально);

-    время между нанесением слоев (техническая документация на систему покрытия);

-    качество поверхности перед нанесением очередного слоя (визуально);

-    количество слоев покрытия (техническая документация на систему покрытия).

11.5.2    Температура металлической поверхности должна быть на 3° выше точки росы для предотвращения образования на ней конденсата.

11.5.3    Температура ЛКМ должна соответствовать требованиям технической документации на материал.

11.5.4    Качество подготовки поверхности контролируют непосредственно перед нанесением ЛКМ согласно разделу 11.4.

11.5.5    Нанесение ЛКМ на сварные швы, заклепки и т.п. контролируют визуально. ЛКМ наносят кистью или валиком на всю их ширину +10 мм в каждую сторону.

11.5.6    Сплошность каждого слоя в процессе нанесения ЛКМ проверяют визуально на всей окрашенной поверхности на наличие неокрашенных участков.

11.5.7    Толщину мокрого слоя определяют толщиномером типа «гребенка» для неотвержденного покрытия. Показатель должен соответствовать требованиям технической документации на систему покрытия.

11.5.8 Режимы отверждения (температура и время) контролируют в соответствии с ГОСТ 19007. Режимы отверждения должны соответствовать требованиям технической документации на ЛКМ или систему покрытия.

11.5.9    Толщину сухой пленки контролируют магнитным толщиномером в соответствии с ИСО 2808. Показатель должен соответствовать требованиям технической документации на систему покрытия.

11.5.10    Нанесение кистью или валиком слоев ЛКМ в труднодоступных местах контролируют согласно п.п. 11.5.6, 11.5.7, 11.5.8, 11.5.9.

11.5.11    Количество слоев покрытия должно соответствовать технической документации на систему покрытия.

11.6 Контроль отвержденного антикоррозионного покрытия

11.6.1    Контроль отвержденного антикоррозионного покрытия осуществляют после его полного отверждения.

11.6.2    Контролю подлежат следующие показатели:

-    внешний вид (ГОСТ 9.032);

-    толщина (ИсО 2808);

-    сплошность (ASTM G 6);

-    адгезия (ИСО 2409, ASTM D 3359, ИСО 4624).

11.6.3    Внешний вид контролируют визуально. Покрытие должно быть ровным и сплошным.

11.6.4    Толщину отвержденного покрытия измеряют магнитным толщиномером в соответствии с ИСО 2808. Она должна соответствовать требованиям технической документации на систему покрытия. Допустимые отклонения приведены в п. 4.3.2 и 4.3.3.

11.6.5    Сплошность покрытия определяют искровым дефектоскопом или низковольтным - электролитическим дефектоскопом типа «мокрая губка» в соответствии с ASTM G 6.

Примечание. Для наружной поверхности при окраске резервуара без вывода из эксплуатации сплошность покрытия контролируется только низковольтным электролитическим

РД-05. 00-45.21.3 0-КТН-005-1 -05

дефектоскопом типа - «мокрая губка».

11.6.6    Адгезию покрытия определяют одним из трех методом в зависимости от толщины покрытия:

-    методом решетчатого надреза (ИСО 2409) - при суммарной толщине покрытия до 250 мкм;

-    методом Х-образного надреза (ASTM D 3359) - при толщине покрытия свыше 250 мкм;

- методом нормального отрыва (ИСО 4624) - при любой толщине покрытия. Показатели адгезии должны соответствовать требованиям технической документации на систему покрытия.

Примечание - Механическое повреждение покрытия после оценки адгезии восстанавливают: места повреждения зачищают шкуркой, обеспыливают, обезжиривают и закрашивают.

11.6.7    После окончания осмотра комиссией составляется акт приемки покрытия резервуара в эксплуатацию (приложение Г).

К акту прилагаются:

-    сертификаты на применяемые материалы;

-    акт входного контроля Л КМ;

-    акт на скрытые работы по подготовке поверхности под окраску;

-    журнал производства работ по антикоррозионной защите.

12 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

12.1    Для производства антикоррозионных работ должно применяться современное оборудование, способное обеспечить необходимое качество подготовки поверхности и нанесения покрытия.

12.2    По окончании работ или при длительном перерыве в работе оборудование для нанесения ЛКМ следует промыть и очистить специальным растворителем, указанным в нормативно-технической документации на материал.

12.3    Перечень рекомендуемого основного и вспомогательного оборудования для производства антикоррозионных работ представлен в приложении Р.

12.4    Допускается использовать оборудование других марок и производителей, если их характеристики соответствуют предлагаемому в приложении Р.

13 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

13.1 Общие положения

13.1.1    Все работы по антикоррозионной защите резервуаров лакокрасочными покрытиями выполняют специализированные бригады, имеющие лицензии на право выполнения работ по антикоррозионной защите объектов магистрального транспорта. При производстве работ следует руководствоваться следующими нормативными документами: СНиП ТТТ-4-80* с изменениями №№ 1-5, ВШ1Б 01-05-99, Ш1Б 01-03, ОР-16.01-28.21.00-КТН-049-1-04, ОР-15.00

45.21.3 0-КТН-049-1-03, ОР-16.00-45.21.3 0-КТН-001-1-03, СП-12-136-2002.

13.1.2    Производство антикоррозионных работ и передвижение техники в охранной зоне МН должны оформляться документально в соответствии с требованиями «Регламента организации производства ремонтных и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов».

13.1.3    Выполнение работ в опасных зонах допускается только при наличии проекта производства работ (ППР) или технологических карт (ТК) содержащих конкретные решения по защите работающих от воздействия опасных и вредных производственных факторов.

13.1.4    Допуск персонала к работам на действующих электроустановках и в охранной зоне линий электропередачи должен осуществляться в соответствии с требованиями раздела 13 ПОТ РМ 016-2001.

13.1.5    Огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности выполняют с оформлением наряд-допуска в соответствии с «Регламентом организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение», «Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Данные работы разрешается проводить, если концентрация углеводородов нефти в месте проведения работ не превышает ПДК - 300 мг/м .

13.1.6    Воздушную среду контролируют непосредственно перед началом работ, после каждого перерыва в работе и в течение всего времени выполнения работ с периодичностью, указанной в наряде - допуске, но не реже чем через один час работы, а также по требованию участвующих в производстве работ.

13.1.7    Организация и выполнение всех видов антикоррозионных работ должны обеспечивать безопасность на всех стадиях и соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.007, ГОСТ 12.3.005, ГОСТ 12.3.016, ГОСТ 12.4.021.

13.1.8    К выполнению антикоррозионной защиты допускаются лица мужского пола не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные безопасным методам и приемам работы, применению средств индивидуальной защиты, правилам и приемам оказания первой помощи пострадавшему и прошедшие проверку знаний в установленном порядке согласно «Системе организации работ по охране труда...», ГОСТ 12.0.004.

13.1.9    Руководители и специалисты, участвующие в производстве работ по нанесению защитных покрытий, а также осуществляющие технадзор за строительными и ремонтными работами, должны пройти аттестацию в области промышленной безопасности и охраны труда в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организации, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Ростехнадзору.

13.1.10    Рабочие и ИТР, привлекаемые к подготовке и окраске резервуаров, должны знать:

-    требования безопасности при производстве работ по антикоррозионной защите резервуаров;

-    производственные вредности, связанные с окрасочными работами и характер их действия на организм человека;

-    производственные инструкции по проведению технологических операций антикоррозионной защиты;

-    инструкции по охране труда и пожарной безопасности;

-    правила личной гигиены;

-    правила пользования средствами индивидуальной защиты;

-    правила оказания первой доврачебной помощи.

13.1.11 Работники, занятые проведением работ по подготовке резервуаров, по их очистке и антикоррозионной защите, должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии «Правилами обеспечения работников спецодеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты».

13.2 Требования безопасности при подготовке поверхности и окраске

13.2.1 Представитель НПС, ЛПДС определяет территорию, близлежащую к окрашиваемым резервуарам, на которой можно разместить производственные и подсобные помещения, рабочие площадки, вентиляторы, пескоструйные аппараты, компрессоры и свободный проезд машин.

13.2.2 Транспортные средства, средства механизации, приспособления, ручные машины и инструмент должны соответствовать требованиям государственных стандартов и иметь сертификат на соответствие требованиям безопасности труда.

13.2.3    При работе на высоте необходимо соблюдать требования ПОТ РМ-012-2001 «Межотраслевые правила при работе на высоте».

13.2.4    При работе с электрооборудованием необходимо руководствоваться ПОТ РМ-016-2001 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при работе электроустановок». При работе для местного освещения необходимо применять переносные светильники с напряжением не более

12 В во взрывобезопасном исполнении в соответствии с ПУЭ.

13.2.5    При работе внутри резервуара следует руководствоваться требованиями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ», раздел 6 «Дополнительные меры безопасности при работе внутри емкостей». Подготовкой и окраской поверхности внутри резервуара должно заниматься не менее 2-х человек, один из которых должен постоянно наблюдать за работающими.

13.2.6    При работе через каждые 45 минут работы следует делать 15-ти минутные перерывы с пребыванием на свежем воздухе вне зоны проведения работ.

13.2.7    При подготовке поверхности и окраске резервуаров рабочий-пескоструйщик и маляр должны работать в спецодежде из пыленепроницаемой ткани и шлем-скафандре с принудительной подачей свежего воздуха. Свежий воздух забирается с наветренной стороны.

13.3.1    При работе с ЛКМ следует руководствоваться ПОТ РМ-017-2001 «Межотраслевые правила по охране труда при окрасочных работах», ГН 2.2.5.1313-03 от 27.04.03 г. Гигиенические нормативы «Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

13.3.2    Производственные помещения, в которых готовятся ЛКМ, должны быть обеспечены эффективной приточно-вытяжной вентиляцией.

13.3.3    Тара, в которой находятся ЛКМ, должна иметь наклейки или бирки с точным наименованием и обозначением содержащихся в ней материалов. Тара должна иметь плотно закрывающиеся крышки.

13.3.4    Открытые участки тела при попадании на них ЛКМ или растворителей следует протереть ватным тампоном, смоченным в этиловом спирте, затем промыть водой с мылом.

13.3.5    При случайном разливе применяемых материалов этот участок необходимо немедленно засыпать опилками или песком, предварительно защитив органы дыхания.

13.3.6    Загрязненные растворители, опилки, песок, тряпки следует собирать в ведра и удалять в специально отведенные места удалять в специально отведенные места за территорией РП в плотно закрытой таре.

13.3.7    Прием пищи и курение производятся в специально выделенных для этих целей помещениях.

14 ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

14.1    Противопожарные мероприятия при проведении работ по антикоррозионной защите резервуаров должны выполняться в соответствии с Ш1Б 01-03, ВШ1Б 01-05-99 и других нормативных документов.

14.2    Применяемые ЛКМ взрывопожароопасны. Во время работы с ними следует организовать пожарный пост, оснащенный следующими средствами тушения пожара: ящики с песком, асбестовые покрывала, пенные огнетушители марок ОП-5 (ТУ 22-4720-80) и ОВП-100.01 (ТУ 14102-87Е) или углекислотные марок ОУ-2 и ОУ-5 (ТУ 22-150-128-89Е).

14.3    При выполнении обезжиривания и окрасочных работ не допускается:

-    в зоне 25 м от места ведения работ, а также по всей вертикали в данной зоне курить, разводить огонь, выполнять сварочные работы, а также работы и действия, которые могут вызвать образование искр и воспламенение паров растворителей;

-    использовать электроприборы в обычном исполнении.

14.4    При возникновении пожара следует вывести людей из опасной зоны, сообщить дежурному оператору или диспетчеру, приступить к его тушению имеющимися средствами в соответствии с утвержденным планом на конкретном объекте.

Приложение А (обязательное)

«УТВЕРЖДАЮ» Главный инженер предприятия Заказчика «_»_200 г

АКТ

проверки готовности объекта к проведению антикоррозионной защиты

Комиссия в составе

РД-05. 00-45.21.3 0-КТН-005-1 -05

к проведению работ по антикоррозионной защите

Дата начала и окончания производства работ (число, месяц, год, время)

Выявленные

дефекты

Способ

устранения

дефектов

Качество

сварных

швов

Соответствие конструкции резервуара требованиям РД «Правила антикоррозионной защиты резервуаров»

Результат гидроиспытаний резервуара после ремонта

Степень зажиренности поверхности по ГОСТ 9.402

Степень окисленное™ поверхности по ГОСТ 9.402

Ф.И.О Должность лица, проводившего приемку, подпись, дата

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Комиссия на основании проверки качества подготовки резервуара приняла следующее решение:

резервуар_к проведению антикоррозионных работ готов.

тип и номер резервуара

Подписи: Представитель Заказчика_

Представитель Г енподрядчика_

Представитель Субподрядчика_

Представитель Технического надзора_

Представитель проектной организации*_

*Представитель проектной организации участвует в составлении акта в случае проведения авторского надзора.

Приложение Б (обязательное)

«УТВЕРЖДАЮ» Главный инженер предприятия Заказчика «_»_200 г

АКТ

на скрытые работы по подготовке резервуара к окраске

Комиссия в составе

произвела осмотр и проверку качества подготовки поверхности объекта для нанесения

антикоррозионного покрытия на резервуар_

тип, номер

Состояние металлической поверхности:

Очистка

Приемка после очистки

Дата начала и окончания

Температура воздуха,

Относительная

Степень очистки от

Соответствие

Ф.И.О. должность лица,

производства работ (число, месяц, год, время)

°С

влажность воздуха, %

Способ

очистки

окислов по ГОСТ 9.402 или ИСО 8501-1

Степень обеспыливания по ИСО 8002-3

Шероховатость по ИСО 8503

поверхности

требованиям

проводившего приемку, подпись, дата

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Комиссия на основании проверки качества подготовки резервуара приняла следующее решение:

Наименование элементов резервуаров стенка, днище, крыша, понтон и др.

Координаты окрашиваемой поверхности относ, оси и пояса согласно

схеме, м

Площадь

окашиваемой

2

поверхности, м

Очистка

Наружной/

внутренней

Наружной/

внутренней

Способ

очистки

Степень очистки поверхности от окислов ИСО 8501-1

Степень обеспыливания по ИСО 8502-3

Шероховатость по ИСО

8503, R, мкм

Дата начала и окончания производства работ (число, месяц, год, время)


№№

п/п


1

2

3

4

5

6

7

8

9

Продолжение таблицы

Приемка после очистки

Соответствие поверхности требованиям нормативно-технической документации

Ф.И.О. должность ответственного производителя работ, подпись, дата

Ф.И.О Представителя Технадзора, проводившего приемку, подпись, дата

10

11

12

Продолжение таблицы

Окраска грунтом/основным материалом

Температура воздуха, °С

Температура окрашиваемой поверхности Тп, °С

Относительная влажность воздуха, %

Наименование покрытия (грунт 1 слой, 2 слой и т.д. согласно системе покрытия)

Наименование материала покрытия

Толщина мокрого слоя, мкм

Толщина сухого слоя, мкм

Адгезия,

балл

Сплошность

Поверочное напряжение, В

Результат

испытания

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Продолжение таблицы

Приемка по качеству

Внешний вид покрытия по ГОСТ 9.032

Ф.И.О, должность ответственного производителя работ, подпись, дата

Ф.И.О представителя Технадзора, подпись, дата

23

24

25

Подпись лица, ответственного за ведение журнала_

Ф.И.О., должность, организация

Приложение Г (обязательное)

«УТВЕРЖДАЮ» Главный инженер предприятия Заказчика «_»_200 г

АКТ №_

на приемку антикоррозионного покрытия резервуара

тип, номер, емкость

Комиссия, назначенная приказом по_ от « »    200    г. в составе

составила настоящий акт в том, что в резервуаре №_

нанесено антикоррозионное покрытие

(характеристика покрытия по элементам конструкции резервуара)

(количество слоев лкм, марка)

До проведения окрасочных работ резервуар находился в эксплуатации______________ лет

(состояние поверхности резервуара, наличие, характер и степень коррозионных повреждении) Поверхность была подготовлена_________________________________________________

(способ подготовки поверхности) Оценка качества антикоррозионного покрытия резервуара показала, что

(внешний вид покрытия, цвет, толщина покрытия, адгезия, сплошность)

Обнаружены дефекты_______________________________________________

(наименование дефектов покрытия)

Дефекты исправлены_______________________________________________

(указать, каким образом)

Комиссия считает, что окрашенная поверхность резервуара к эксплуатации _

Хороший вариант

Рисунок Д.1 Исключение образования мест скопления влаги и грязи

Защитную систему красок наносят на стальной компонент так, чтобы защитный слой проникал в бетон на глубину приблизительно 5 см


Лучше

Рисунок Д.3

Верхний ряд: составная конструкция сталь/бетон

Средний ряд: Исключение острых кромок Нижний ряд: Исключение недостатков сварных швов

Приложение Е (обязательное)

Технические требования к наружному покрытию резервуаров

Наименование показателей

Норма

Метод испытания

Внешний вид покрытия

Однородная поверхность без пропусков и видимых дефектов

ИСО 12944-6

Толщина покрытия

Согласно рекомендациям производителя ЛКМ

ИСО 2808 Неразрушающий метод измерения

Диэлектрическая сплошность покрытия, В/мкм

6...8

ASTM G 6

Исходная адгезионная прочность:

-    методом Х-образного надреза, балл

-    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл

-    методом отрыва, МПа, и характер отрыва «грибка»

5А-4А

0-1

2,5-3,5

отсутствие адгезионного отрыва 3,5-5 не более 50% адгезионного отрыва более 5 характер отрыва любой

ASTM D 3359 ИСО 2409

ИСО 4624

Эластичность покрытия, %, не менее

3,5

ГОСТ 6806 ГОСТ 18299

Стойкость к истиранию на приборе Taber Abraser (абразивные колеса CS 17, груз 1000 г, количество циклов 1000), мг, не более

160

ASTM D 4060

Коэффициент соотношения емкостей покрытия при частотах 5 и 50 кГц, не менее

0,8

ГОСТ 9.409

Тангенс угла диэлектрических потерь, не более

0,2

ГОСТ 9.409

Стойкость к термостарению: 60°С- 1000 ч:

-    внешний вид покрытия

-    адгезионная прочность:

•    методом Х-образного надреза, балл, не ниже

•    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более

-    снижение адгезионной прочности методом отрыва, не более, при исходных показателях:

•    2,5-3,5 МПа

•    3,5-5 Мпа

•    более 5 МПа

-    изменение эластичности покрытия, не более, при исходном показателе: 3,5-5%

более 5%

Незначительное изменение блеска и цвета, отсутствие разрушений

2

10% отсутствие адгезионного отрыва 30% не более 50% адгезионного отрыва 50% характер отрыва любой

10%

30%

ИСО 3248

ГОСТ 9.407 ИСО 4628-4

ИСО 4628-5

Стойкость к комплексному воздействию климатических факторов: С3 - 20 циклов С4 - 30 циклов С5-М - 40 циклов - внешний вид покрытия

Незначительное изменение блеска и цвета отсутствие разрушений

Метод 8 ГОСТ 9.401 ГОСТ 9.407

ИСО 4628 (ч. 2-5)

-    адгезионная прочность:

•    методом Х-образного надреза, балл, не ниже

•    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более

-    снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях:

•    2,5-3,5 МПа

•    3,5-5 МПа

•    более 5 МПа

-    состояние металла под покрытием

2

10% отсутствие адгезионного отрыва 30% не более 50% адгезионного отрыва 50% характер отрыва не ограничен отсутствие коррозии

Испытание в камере влажности при 40°С в зависимости от категории коррозионной активности атмосферы (ИСО 12944):

С3 -240 ч;

С4 -480 ч;

С5-М - 720 ч.

-    внешний вид покрытия

-    адгезионная прочность

•    методом Х-образного надреза, балл, не ниже

•    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более

-    снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях:

•    2,5-3,5 МПа

•    3,5-5 МПа

•    более 5 МПа

-    состояние металла под покрытием

Незначительное изменение блеска и цвета

отсутствие разрушений

2

10% отсутствие адгезионного отрыва 30% не более 50% адгезионного отрыва 50% характер отрыва не ограничен отсутствие коррозии

ИСО 6270 ГОСТ 9.407

ИСО 4628 (ч. 2-5)

Испытание в камере соляного тумана при 35±2°С:

С3 - 240 часов С4 - 480 часов С5-М - 720 часов

Распространение коррозии от линии надрезов, мм, не более

1

ГОСТ 9.401

Стойкость к воздействию сильноагрессивной сырой нефти при 40°С в течение 120 часов:

-    внешний вид покрытия

-    адгезионная прочность:

•    методом Х-образного надреза, балл, не ниже

•    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более

-    снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях:

•    2,5-3,5 МПа

•    3,5-5 МПа

•    более 5 МПа

Незначительное изменение блеска и цвета, отсутствие разрушений

2

10% отсутствие адгезионного отрыва 30% не более 50% адгезионного отрыва 50% характер отрыва любой

ИСО 2812-1 ГОСТ 9.407

ИСО 4628 (ч. 2-5)

РД-05. 00-45.21.3 0-КТН-005-1 -05    Стр. 37 из 55

- состояние металла под покрытием_|_отсутствие коррозии_|_

* Методики испытаний по ГОСТ 9.401 и количество циклов определяются условиями договора на испытания._

Приложение Ж (обязательное)

Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

Внешний вид покрытия

Однородная поверхность без пропусков и видимых дефектов

ИСО 12944-6

Толщина покрытия, мкм

Согласно рекомендациям Производителя ЛКМ

ИСО 2808 Неразрушающий метод измерения

Диэлектрическая сплошность покрытия, В/мкм, не менее:

-    нормального типа

-    усиленного типа

-    особо усиленного типа

7...8

5...6

4...5

ASTM G6

Эластичность покрытия, %, не менее

3,5

ГОСТ 6806 ГОСТ 18299

Прочность при ударе (диаметр бойка 16 мм, груз массой 3 кг), Дж, не менее:

-    при 20°С

-    после термотеста (60°С - 1000 ч)

4

3

ИСО 6272

Стойкость к истиранию на приборе Taber Abraser (абразивные колеса CS 17, груз 1000 г, количество циклов 1000), мг, не более

160

ASTM D 4060

Исходная адгезионная прочность:

-    методом Х-образного надреза, балл

-    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл

-    методом отрыва, МПа, и характер отрыва «грибка»

5А-4А

0-1

2.5-3,5    отсутствие адгезионного отрыва

3.5-5    не более 50% адгезионного отрыва более 5 характер отрыва любой

ASTMD3359 ИСО 2409

ИСО 4624

Коэффициент соотношения емкостей покрытия при частотах 5 и 50 кГц, не менее

0,8

ГОСТ 9.409

Тангенс угла диэлектрических потерь, не более

0,2

ГОСТ 9.409

Водопоглощение покрытия, %, не более:

-    при 20°С

-    при 60°С

3

6

ГОСТ 21513

Стойкость к термостарению при 60°С в течение 1000 ч:

-    внешний вид покрытия

-    адгезионная прочность:

•    методом Х-образного надреза, балл, не ниже

•    методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более

•    методом отрыва (для покрытий общей толщиной не менее 250 мкм), МПа

-    изменение эластичности покрытия, %, не более, при исходном показателе:

•    3,5-5%

допускается изменение цвета и потеря блеска

2

2.5-3,5    отсутствие адгезионного отрыва

3.5-5    не более 50% адгезионного отрыва более 5 характер отрыва любой

10

ИСО 3248

• более 5%

30

Стойкость к воздействию 3 % раствора NaCl при20°С, 40°С и 60°С в течение 1000 ч:

- внешний вид покрытия

допускается изменение цвета и потеря блеска

ИСО 2812-1

- адгезионная прочность:

• методом Х-образного надреза, балл, не ниже

• методом решетчатых надрезов, балл, не более

2

- снижение адгезионной прочности методом

отрыва, %, не более, при исходных показателях:

• 2,5-3,5 МПа

10% при отсутствии адгезионного отрыва

• 3,5-5 Мпа

30% не более 50% адгезионного отрыва

• более 5 МПа

50% характер отрыва любой

- коэффициент соотношения емкостей при различных частотах, не менее

0,7

- тангенс угла диэлектрических потерь, не более

0,2

- изменение эластичности покрытия, %, не более, при исходном показателе:

• 3,5-5%

10

• более 5%

30

- состояние металла под покрытием

отсутствие коррозии

Стойкость к воздействию сильноагрессивной сырой нефти при 60°С в течение 1000 ч:

- внешний вид покрытия

допускается изменение цвета и потеря блеска

ИСО 2812-1

- адгезионная прочность:

• методом Х-образного надреза, балл, не ниже

• методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не

2

более

- снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных

показателях:

- 2,5-3,5 МПа

10% при отсутствии адгезионного отрыва

- 3,5-5 МПа

30%при адгезионном отрыве не более50% от

площади «грибка»

- более 5 МПа

50% характер отрыва не ограничен

- коэффициент соотношения емкостей при различных частотах, не менее

0 7

- тангенс угла диэлектрических потерь, не более

0,2

- изменение эластичности покрытия, %, не более,при исходном показателе:

- 3,5-5%

10

- более 5%

30

- состояние металла под покрытием

отсутствие коррозии

Приложение И (обязательное) Перечень ЛКМ и систем покрытий, разрешенных к применению Покрытия для защиты наружной поверхности резервуаров

Фирма

Страна

Система покрытия

Тип материала

Аттестация в ОАО ВНИСТ

DSP210

Цинксиликат

AMERON

Нидерланды

Amerlock 2 Amercoat 450S

Эпоксидный

Полиуретан

+

DSP 210 Amerlock 2

Цинксиликат

Эпоксидный

+

Amerlock 400 С + Amercoat 450 S

Эпоксидный

Полиуретан

+

EWOOD

В еликобритания

COPON POLYCOTE PRIMER COPON POLYCOTE MIO COPON POLYCOTE FINISH

Полиуретан

Полиуретан

Полиуретан

+

HEMPEL

Дания

Hempadur Zn 17360 Hempadur Mastic 45880 Hempathane Topcoat 55210

Эпоксидный

Эпоксидный

Полиуретан

+

International Protective Coatings

В еликобритания

Interzinc 52 Interguard 475 HS Interthane 990

Эпоксидный

Эпоксидный

Полиуретан

+

Interseal 670 HS Interthane 990

Эпоксидный

Полиуретан

+

JOTUN

В еликобритания

Primastik UN Primastik OFF White Hardtop AS White

Эпоксидный

Эпоксидный

Полиуретан

+

Barrier 77 Primastic White Hardtop AS White

Эпоксидный

Эпоксидный

Полиуретан

+

PERMATEX

Г ермания

Permacor 2004 Permacor 2330

Эпоксидный

Акрил-полиуретан

+

Permacor 1307/EG Permacor 1307

Поливинил-хлоридакрил

+

Sigma COATINGS

Нидерланды

SigmaCover 256 SigmaCover 456 Sigmadur 520

Эпоксидный

Эпоксидный

Полиуретан

+

STAHLGRUBER OTTO GRUBER GmbH & Co.

Г ермания

COROPUR ZINK M COROPUR COVER RAL 9010

Полиуретан

Полиуретан

+

STEEL PAINT

Г ермания

Stelpant-PU-ZinK Stelpant-PU-Mica HS Stelpant-PU-Mica, UV

Полиуретан

Полиуретан

Полиуретан

+

STEELPAINT

Г ермания

Stelpant-tank 1 Stelpant-pu-TIECOAT Stelpant-2-k-pu-cOVER UV

Полиуретан

Полиуретан

Полиуретан

+

Stelpant-TANK 1 Stelpant-top

Полиуретан

Полиуретан

+

Tambur

Израиль

EPITAMARJN ELEGANT AG-9 PU ТАМ ELEGANT

Эпоксидный

Полиуретан

+

TEKNOS

Финляндия

K-46:

ИНЕРТА МАСТИК ТЕКНОПЛАСТ ПРАЙМЕР 7 ТЕКНОДУР 50

Эпоксидный

Эпоксдный

Полиуретан

+

TIKKURILA

Финляндия

Temacoat HS Primer Temathane 50

Эпоксидный

Полиуретан

+

ОАО «Алтайхимпром»

Россия

ВГ-33

K0-8104

Эпоксидно-кремнийорганический

+

ЗАО НПП ВМП г. Екатеринбург

Россия

ЦИНОТАН ПОЛИТОН-УР ПОЛИТОН-УР (УФ)

Полиуретан

Полиуретан

Алкил-полиуретан

+

ООО «ГАММА»

Россия

Г АММА УР-11: Г рунт «Эпипрайм» эмаль «Г амма УР-11»

Эпоксидный

Полиуретан

+

ООО «Разноцвет-Антикор»

Россия

УР-0432 «УРЕТАН-АНТИКОР» УР-1513 «УРЕТАН-АНТИКОР» АК-1511 «Разноцвет»

Полиуретан

Полиуретан

Акрил-уретан

+

ООО «Экор-Нева»

Россия

Виникор-Цинк ЭП-057 Виникор-62 «А»

Эпоксидный

Винил-эпоксидный

+

Виникор-061 Виникор-62 «А»

Винил-эпоксидный

+

Покрытия для защиты внутренней поверхности резервуаров

Фирма

Страна

Система покрытия

Тип материала

Аттестация в ОАО ВНИСТ

AMER0N

Нидерланды

Amercoat 2209

Эпоксидный

+

Amercoat 235

Эпоксидный

+

Amercoat 71 Amercoat 78 НВ В

Эпоксидный

Эпоксидно-каменно-угольный

+

EW00D

В еликобритания

KSIR 88

Эпоксидный

+

COPON MATLINE 600/162A

Эпоксидный

+

IC1 DEVOE COATINGS

Канада

EL-Rust236

Эпоксидный

+

International Protective Coatings

В еликобритания

Interline 850

Эпоксидный

+

Interline 982

Interline 984 с рубленым стекловолокном Interline 984

Эпоксидный

Эпоксидный

Эпоксидный

+

INTERSED

Франция

EUROKOTE 481 Primer EUROKOTE 481 FB Manuel

Эпоксидный

Эпоксидный

+

JOTUN

Норвегия

CHEMTECH 340

Эпоксидный

+

Tankguard НВ

Эпоксидный

+

Tankguard Storage

Эпоксидно-фенольный

+

Tankguard CV

Эпоксидный

+

HEMPEL

Дания

Hempadur 87540

Эпоксидный

+

Hempadur 85671

Эпоксидно-фенольный

+

Hempadur LTC 15030

Эпоксидно-каменноугольный

+

PERMATEX

Г ермания

Permacor 2807/HS-A

Эпоксидный

+

Permacor 128/A

Эпоксидный

+

SIGMA COATINGS

Бельгия

SigmaCover 300

Эпоксидно-каменноугольный

+

STAHLGRUBER OTTO GRUBER GmbH & Co.

Г ермания

COROPURZINKM + COROPURT AR21

Полиуретан

Полиуретан

+

STEELPAINT

Г ермания

Stelpant-PU-Zink + STELPANT-PU-Combi-NATION 100

Полиуретан

Полиуретан

+

Stelpant-tank 1 + Stelpant-tank 2

Полиуретан

Полиуретан

+

Techno Service International Ltd. (производитель KAWAKAMI PAINT VFG. CO., LTD., Япония)

Мальта

ETON EP-QD

Эпоксидный

+

TEKNOS

Финляндия

K-17:

Inerta Primer Inerta 51 Inerta 50

Эпоксидный

Эпоксидный

Эпоксидный

+

TIKKURILA

Финляндия

Tematar TFA

Эпоксидно-каменноугольный

+

ОАО «Алтайхим-пром»

Россия

ВГ-33

Эпоксидный

+

ЗАО НПП ВМП, г. Екатеринбург, Россия

Россия

ЦИНОТАН ФЕРРОТАН

Полиуретан Полиуретан

+

Полимер-1, Пермь, Россия

Россия

ПОЛУРЕН 01 ПОЛУРЕН 02 Zn ПОЛУРЕН 601 ПОЛИРЕН 602

Полиуретан

Полиуретан

Полиуретан

Полиуретан

+

ООО «Разноцвет-Антикор», Россия

Россия

УР-0432 «УРЕТАН-АНТИКОР» ЭП-5374 «РАЗНОЦВЕТ-АНТИКОР»

Полиуретан

Эпоксидный

+

Приложение К (справочное)

Типовая технологическая схема процесса антикоррозионой защиты наружной поверхности резервуаров

Антикоррозионная защита резервуаров лакокрасочными покрытиями производится в следующей последовательности:

-    подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;

-    подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской;

-    окраска наружной поверхности резервуара, включая конструкции и трубопроводы в пределах каре;

-    отверждение покрытия;

-    контроль качества покрытия;

-    устранение дефектов покрытия.

Каждая операция технологического контроля подлежит контролю. Антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования в пределах каре осуществляется по той же технологии, что и наружная поверхность резервуара.

1    Подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите наружной поверхности

1. 1 Резервуар должен быть приведен в соответствие требованиям конструкторской документации и специальным требованиям к конструкции изделий, подлежащих окраске.

1.2    Визуальный контроль состояния наружной поверхности резервуара.

1.3    Составление акта на соответствие требованиям к конструкции или отражение этих сведений в акте на проведение скрытых работ.

2    Подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской

2.1    Очистка металлической поверхности вновь вводимых и реконструированных резервуаров.

2.1.1    Очистка наружной поверхности резервуаров, с учетом конструкций и трубопроводов в пределах каре, включает следующие операции:

-    обезжиривание участков с любой степенью зажиренности по ГОСТ 9.402;

-    абразивная обработка;

-    удаление абразива отсосом;

-    обдув воздухом для удаления пыли.

2.2 Очистка металлической поверхности резервуара без вывода его из эксплуатации.

2.2.1    С начала проведения работ по защите резервуара без вывода его из эксплуатации и до окончания окрасочных работ запрещаются работы по приему и откачке нефти из резервуара.

2.2.2    Заполнение резервуара должно быть максимально возможным с целью предотвращения образования паро-воздушной смеси и снижения риска возникновения пожара.

2.2.3    Очистка наружной поверхности действующих резервуаров с учетом конструкций и трубопроводов в пределах каре включает следующие операции:

-    гидроабразивная обработка;

-    промывка водой для удаления абразива;

-    обдув горячим воздухом для удаления влаги и осушки поверхности.

2.3    Контроль окружающей среды при подготовке поверхности:

-    Прибор контроля окружающей среды: измерители влажности, температуры воздуха.

-    Показатели контроля отражают в акте на скрытые очистные работы, характеризующие качество подготовки поверхности под покрытие.

2.4    Контроль качества подготовки поверхности

-    степень очистки от окислов (ИСО 8501-1);

-    шероховатость поверхности (ИСО 8503);

-    степень обеспыливания (ИСО 8502-3);

-    содержание хлоридов (ИСО 8502-2).

Показатели контроля отражают в акте на скрытые очистные работы, характеризующие качество подготовки поверхности под покрытие.

3 Окраска наружной поверхности резервуара, включая конструкции и трубопроводы в пределах каре

3. 1 Подготовка ЛКМ

-    входной контроль готовой к применению краски и отдельных компонентов двухкомпонентных ЛКМ на соответствие требованиям технической документации на ЛКМ;

-    приготовление необходимого количества двухкомпонентных ЛКМ смешением основы и отвердителя в требуемом соотношении с учетом времени жизнеспособности и температуры.

3.2    Нанесение ЛКМ

-    Выбор способа нанесения и оборудования для нанесения ЛКМ осуществляется на основании рекомендаций производителя краски. При проведении окрасочных работ следует строго соблюдать требования к условиям окружающей среды, температурным режимам металлической поверхности и ЛКМ.

-    Каждый последующий слой наносят после отверждения предыдущего.

-    В РВСПК верхняя часть плавающей крыши и верхний пояс резервуара окрашивают по схеме наружного покрытия.

3.3    Контроль при проведении окрасочных работ:

-    Приборы контроля окружающей среды (измеритель влажности, температуры воздуха).

-    Контроль температуры металлической поверхности и температуры ЛКМ.

-    Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

3.4    Контроль в процессе нанесения краски

-    сплошность каждого слоя покрытия;

-    толщина мокрого слоя;

-    режимы отверждения;

-    толщина сухого слоя;

-    количество слоев покрытия.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

4    Отверждение покрытия

-    Отверждение каждого слоя и покрытия в целом производится при температуре окружающего воздуха. Время отверждения каждого слоя определяется технической документацией на применяемый ЛКМ и зависит от условий окружающей среды.

-    Каждый последующий слой наносят после отверждения предыдущего в соответствии с НТД на применяемый материал. Интервал перед нанесением каждого следующего слоя не должен превышать времени, указанного в технической документации на ЛКМ.

5    Контроль качества покрытия

-    внешний вид (визуально);

-    толщина сухой пленки каждого слоя и покрытия в целом магнитным толщиномером (ИСО 2808);

-    сплошность покрытия (искровой дефектоскоп или низковольтный дефектоскоп типа - «мокрая губка»);

- адгезия покрытия методом решетчатого надреза при суммарной толщине слоя до 250мкм (ИСО 2409), методом Х-образного надреза (ASTM D 3359) или методом отрыва (ИСО 4624).

Примечание - Механическое повреждение покрытия после оценки адгезии восстанавливают: места повреждения зачищают шкуркой, обеспыливают, обезжиривают и закрашивают.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

6    Устранение дефектов покрытия

-    При наличии дефектов общей площадью менее 15% от окрашиваемой поверхности устранение дефектов производится по технологии, соответствующей технологии получения основного покрытия, с зачисткой металлической поверхности в дефектной зоне механическим способом.

-    Если общая площадь дефектов превышает 15%, покрытие удаляют и производят повторную окраску согласно настоящей инструкции, включая подготовку поверхности.

-    Толщина покрытия в зоне ремонта должна соответствовать толщине основного покрытия.

Приложение Л (обязательное)

Системы покрытий для наружной антикоррозионной защиты резервуаров и оптимальная толщина

Состояние резервуара

Условия эксплуатации

Прогнозируемый срок службы, годы

Фирма-производитель

Система покрытия

Общее

кол.

слоев

Кол. слоев и толщина слоя, мкм

Толщина покрытия, мкм

Системы покрытий с цинкнаполненным грунтовочным слоем

С3

15-20

JOTUN, Великобритания

Barrier 77 Primastic White Hardtop AS White

3

1x60

1x175

1x50

285

AMERON, Нидерланды

DSP 210 Amerlock 2*

3

1x40

2x100

240

AMERON, Нидерланды

DSP 210 Amerlock 2* Amercoat 450S

3

1x40

1x150

1x50

240

International Protective Coatings, Великобритания

Interzinc 52 Interguard 475 HS Interthane 990

3

1x40

1x150

1x50

240

HempadurZn 17360

1x40

С4

15-20

HEMPEL, Дания

Hempadur Mastic 45880 Hempathane Topcoat 55210

3

1x150

1x50

240

Stelpant-PU-ZINK

1x80

С5-М

10-15

STEELPAINT, Г ермания

Stelpant-PU-Mica HS Stelpant-PU-Mica, UV

3

1x80

1x80

240

STAHL-GRUBER OTTO GRUBER GmbH & Co., Германия

COROPUR ZINK M COROPUR COVER RAL 9010

3

60

2x90

240

УР-0432 «УРЕТАН-АНТИКОР»

1x80

OOO «Разноцвет-Антикор», Россия

УР-1513 «УРЕТАН-АНТИКОР»

3

1x80

240

Вновь строящийся

AK-1511 «Разноцвет»

1x80

Stelpant-TANK 1 Stelpant-top

2

1x100

1x100

200

STEELPAINT, Г ермания

Stelpant-tank 1 Stelpant-pu-TIECOAT

Stelpant-2-k-pu-cOVER UV

3

1x80

1x60

1x60

200

С3

С4

15-20

10-15

ЗАО НПП ВМП, Екатеринбург, Россия

ЦИНОТАН ПОЛИТОН-УР ПОЛИТОН-УР (УФ)

4

2x40-50

1x50-60

1x50-60

180-220

ООО «Г АММА», Россия

ГАММАУР-11:

Грунт «Эпипрайм» эмаль «Г амма УР-11»

4

1x50

3x50

200

ООО «Экор-Нева», Россия

Виникор-Цинк ЭП-057 Виникор-62 «А»

4

1x40-50

3x45-55

175-215

С3

С4

С5-М

15-20

15-20

10-15

JOTUN, Великобритания

Primastik UN Primastik OFF White Hardtop AS White

3

1x125

1x125

1x50

300

15-20

International Protective Coatings, Великобритания

Interseal 670 HS Interthane 990

3

2x100 1x50

250

Sigma COATINGS, Нидерланды

SigmaCover 256 SigmaCover 456 Sigmadur 520

3

1x100 1x90 1x50

240

PERMATEX, Г ермания

Permacor 2004 Permacor 2330

2

1x180 1x60

240

С4

10-15

TEKNOS, Финляндия

K-46:

ИНЕРТА МАСТИК

3

1x100

240

ТЕКНОПЛАСТ ПРАЙМЕР 7

ТЕКНОДУР 50

1x100

1x40

AMERON, Нидерланды

Amerlock 400 С Amercoat 450 S

2

1x150 1x50

200

COPON POLYCOTE PRIMER

1x50-60

E WOOD, Великобритания

COPON POLYCOTE MIO

COPON POLYCOTE FINISH

3

1x70-80

1x50-60

170-200

Вновь строящийся или находящийся в эксплуатации

С3

15-20

PERMATEX, Г ермания

Permacor 1307/EG Permacor 1307

2

1x80

1x80

160

Tambur, Израиль

EPITAMARIN ELGANT AG-9

PU ТАМ ELEGANT

2

1x150

1x50

200

TIKKURILA, Финляндия

Temacoat HS Primer Temathane 50

2

1x150

1x50

200

ОАО «Алтайхимпром», Россия

ВГ-33 KO-8104

4

1x30-40

1x40-60

2x40-60

150-220

ООО «Экор-Нева», Россия

Виникор-061 Виникор-62 «А»

4

1x35-45

3x45-55

170-210

* Amerlock 2 может быть заменен на Amercoat 240.

Приложение М (обязательное)

Системы покрытий по типам для внутренней поверхности резервуаров и оптимальная толщина покрытия

Фирма-производитель

Система покрытия

Общее кол. слоев

Кол. слоев и толщина одного слоя, мкм

Суммарная толщина покрытия, мкм

Системы покрытий нормального типа на основе эпоксидных ЛКМ

AMERON, Нидерланды

Amercoat 235*

2

2x150

300

Е WOOD, Великобритания

KSIR88

2

2x125

250

HEMPEL, Данил

Hempadur 85671

2

2x150

300

HempadurLTC 15030

2

2x150

300

ICI DEVOE COATINGS, Канада

EL-Rust 236

2

2x150

300

JOTUN, Великобритания

Tankguard CV

3

3x100

300

Tankguard НВ

3

3x100

300

Tankguard Storage

2

2x125

250

SIGMA COATINGS, Бельгия

SigmaCover 300

3

3x100

300

TEKNOS, Финляндия

K-17: Inerta Primer Inerta 51 Inerta 50

3

1x125

1x125

1x50

300

TIKKURILA, Финляндия

Tematar TFA

2

2x150

300

ОАО «Алтайхимпром», Россия

ВГ-33

2-3

1x40-50

1x40-60

1x40-60

80-110 (верхний пояс, крыша, боковая поверхность) 150-170 (днище и первый пояс)

International Protective Coatings, Великобритания

Interline 850

2

1x125

250

Системы покрытий

нормального типа на основе однокомпонентных полиуретановых ЛКМ

STEELPAINT, Г ермания

Stelpant-PU-Zink STELPANT -PU-COMBINATION 100

4

2x80

2x150

460

Stelpant-tank 1 Stelpant-tank 2

4

2x80

2x150

460

STAHLGRUBER ОТТО GRUBER GmbH & Co., Германия

COROPUR ZINK M COROPUR TAR 21

3

1x60

2x200

460

ЗАО НПП ВМП, г. Екатеринбург, Россия

ЦИНОТАН ФЕРРОТАН

4

2x40-60

2x100

280-320

Полимер-1, Пермь, Россия

ПОЛУРЕН 01 ПОЛУРЕН 02 Zn ПОЛУРЕН 601 ПОЛУРЕН 602

6

0 0 0 0

390

ООО «Разноцвет-Антикор», Россия

УР-0432 «УРЕТАН-АНТИКОР»

ЭП-5374 «РАЗНОЦВЕТ-АНТИКОР»

3

1x80

2x60

200

Системы покрытий усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ

AMERON, Нидерланды

Amercoat 71 Amercoat 78 НВ В

1

1

50

350

400

HEMPEL, Дания

Hempadur 87540

1

300

300

PERMATEX, Г ермания

Permacor 2807/HS-A

1

500

500

Permacor 128/A

1

400

400

Techno Service International Ltd., Мальта (производитель KAWAKAM1 PAINT VFG. CO., LTD., Япония)

ETON EP-QD

1

300-330

300-330

Фирма-производитель

Система покрытия

Количество слоев

Суммарная толщина покрытия, мкм

Системы покрытий особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ, армированные стекловолокном

Amercoat 2209:

Грунт Amercoat 71

1

AMERON, Нидерланды

2

2500

Amercoat 2209 с прокладкой стекломатов 300 г/м

Amercoat 2209 со стеклопрокладкой

1

Amercoat 2209

1

COPON MATLINE 600/162А:

COPON ЕА9 Primer

1

Е WOOD, Великобритания

COPON HYCOTE 670G с прокладкой стекломатов 300 г/м3

2

2100

COPON HYCOTE 670G со стеклопрокладкой

1

COPON HYCOTE 162

1

Eurokote481 Primer

1

3000

INTERSED, Франция

3

Eurokote 481 FB Manuel

J

CHEMTECH 340:

Chemtech Epoxy Primer

1

JOTUN, Норвегия

Chemtech 340 с прокладкой стекломатов 300 г/м2

2

2500-3000

Chemtech 340 со стеклопрокладкой

1

Chemtech 340

1

Системы покрытий особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ, армированные рубленым стекловолокном

Interline 982

1

International

Protective Coatings,

Interline 984 с рубленым стекловолокном

1

1600

Великобритания

i

Interline 984

*Рекомендуется для окраски двух верхних поясов и верхней части понтона.

Приложение Н (справочное)

Типовые технологические схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров

1 Типовая технологическая схема № 1 с использованием покрытий нормального и усиленного типа

1.1 Подготовка внутренней поверхности резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите

Для резервуаров, бывших в эксплуатации, производятся следующие подготовительные работы :

-    опорожнение,

-    очистка резервуара от остатков нефти и парафиновых отложений,

-    диагностика,

-    текущий или капитальный ремонт (при необходимости) металлоконструкций и внутренней обвязки резервуара в зависимости от результатов диагностики.

На поверхности днища не допускаются следы питинговой коррозии.

Дальнейшие работы производятся для всех типов резервуаров.

Стр. 48 из 55 требованиям к

Приведение внутренней поверхности резервуара в соответствие требованиям конструкторской документации и специальным конструкции изделий, подлежащих окраске.

-    Контроль соответствия производится визуально.

-    Результаты отражают в акте о готовности резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите.

1.2    Подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской

Очистка металлической поверхности :

-    обезжиривание участков с любой степенью зажиренности по ГОСТ 9.402;

-    абразивная очистка от окислов;

-    удаление абразива отсосом;

-    обеспыливание.

Контроль окружающей среды при проведении работ :

-    Приборы контроля окружающей среды: измеритель влажности, температуры воздуха.

-    Показатели контроля отражают в акте на скрытые очистные работы, характеризующие качество подготовки поверхности под покрытие.

Контроль качества подготовки поверхности:

-    степень очистки от окислов (ИСО 8501-1);

-    шероховатость поверхности (ИСО 8503);

-    степень обеспыливания (ИСО 8502-3);

-    содержание хлоридов (ИСО 8502-2).

1.3    Окраска внутренней поверхности резервуара, включая элементы конструкций и трубопроводы внутри резервуара

Подготовка ЛКМ:

-    входной контроль отдельных компонентов двухкомпонентных эпоксидных ЛКМ и состава после смешения на соответствие требованиям технической документации на ЛКМ;

-    однокомпонентные полиуретановые ЛКМ поставляются в готовом к употреблению состоянии. Перед нанесением краска тщательно перемешивается до достижения однородности материала (вручную или с помощью механической мешалки).

-    нагрев компонентов краски (при необходимости);

-    приготовление необходимого количества двухкомпонентных ЛКМ смешением основы и отвердителя в требуемом соотношении с учетом времени жизнеспособности и температуры.

Нанесение ЛКМ:

-    Выбор способа нанесения и оборудования для нанесения ЛКМ осуществляется на основании рекомендаций производителя краски. При проведении окрасочных работ следует строго соблюдать требования к условиям окружающей среды, температурным режимам металлической поверхности и ЛКМ.

-    Каждый последующий слой наносят после отверждения предыдущего.

-    На РВСП и РВСПК средние пояса в зоне движения понтона и плавающей крыши не окрашивают.

Контроль среды при проведении окрасочных работ:

-    Прибор контроля окружающей среды (измеритель влажности, температуры воздуха).

-    Контроль температуры поверхности и ЛКМ.

-    Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия. Контроль в процессе нанесения краски:

-    сплошность каждого слоя покрытия;

-    толщина мокрого слоя;

-    режимы отверждения;

-    толщина сухого слоя;

-    количество слоев покрытия.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

1.4    Отверждение покрытия

-    Отверждение каждого слоя покрытия и покрытия в целом производится согласно режимам, указанным в технической документации на применяемый ЛКМ, и зависит от условий окружающей среды.

-    При превышении максимального времени межслойной сушки покрытие зачищают шкуркой для придания шероховатости поверхности.

1.5    Контроль качества внутреннего покрытия

-    внешний вид (визуально);

-    толщина сухой пленки каждого слоя и покрытия в целом магнитным толщиномером (ИСО 2808);

-    сплошность покрытия (ИСО 2746);

- адгезия покрытия методом решетчатого надреза при суммарной толщине слоя до 250мкм (ИСО 2409), методом Х-образного надреза (ASTM D 3359) или методом отрыва (ИСО 4624).

Примечание - Механическое повреждение покрытия после оценки адгезии восстанавливают: места повреждения зачищают шкуркой, обеспыливают, обезжиривают и закрашивают.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

1.6    Устранение дефектов покрытия

-    При наличии дефектов общей площадью менее 15% от окрашиваемой поверхности устранение дефектов производится по технологии, соответствующей технологии получения основного покрытия, с зачисткой металлической поверхности в дефектной зоне механическим способом.

-    Если общая площадь дефектов превышает 15%, покрытие удаляют и производят повторную окраску согласно настоящей инструкции, включая подготовку поверхности.

-    Толщина покрытия в зоне ремонта должна соответствовать толщине основного покрытия.

1.7    Выдержка покрытия до эксплуатации резервуара.

-    Время выдержки резервуара с покрытием до его эксплуатации определяется нормативной документацией на систему покрытия и зависит от температуры окружающей среды.

2 Типовая технологическая схема № 2 внутренней изоляции днища и первого пояса резервуара покрытиями особо усиленного типа на основе эпоксидных материалов, армированных стекломатами и рубленым стекловолокном

Покрытие, усиленное стекломатами и рубленым стекловолокном, наносят на днище, первый пояс резервуара на высоту +100 мм, опорные стойки на высоту 1 м и трубопроводы и металлоконструкции, расположенные в зоне первого пояса.

Покрытие, усиленно рубленым стекловолокном, наносят также на крышу и верхний пояс резервуара +100 мм.

2.1 Подготовка внутренней поверхности резервуара к окраске

Для резервуаров, бывших в эксплуатации, производятся следующие подготовительные работы :

-    опорожнение,

-    очистка резервуара от остатков нефти и парафиновых отложений,

-    диагностика,

-    текущий или капитальный ремонт (при необходимости) металлоконструкций и внутренней обвязки резервуара в зависимости от результатов диагностики.

Дальнейшие работы производятся для всех типов резервуаров.

Приведение внутренней поверхности резервуара в соответствие требованиям конструкторской документации и специальным требованиям к конструкции изделий, подлежащих окраске.

-    Контроль соответствия производится визуально.

-    Результаты отражают в акте о готовности резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите

2.2    Подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской

Очистка металлической поверхности :

-    частичное обезжиривание (при необходимости);

-    абразивная очистка от окислов;

-    удаление абразива отсосом;

-    обеспыливание.

Контроль при проведении работ :

-    Приборы контроля окружающей среды: измеритель влажности, температуры воздуха.

-    Показатели контроля отражают в акте на скрытые очистные работы, характеризующие качество подготовки поверхности под покрытие.

Контроль качества подготовки поверхности:

-    степень очистки от окислов (ИСО 8501-1);

-    шероховатость поверхности (ИСО 8503);

-    степень обеспыливания (ИСО 8502-3);

-    содержание хлоридов (ИСО 8502-2).

Качество подготовки поверхности перед нанесением ЛКМ отражают в акте на скрытые работы.

2.3    Технология выполнения покрытия, армированного стекломатами

Подготовка ЛКМ

-    входной контроль отдельных компонентов двухкомпонентных ЛКМ и состава после смешения на соответствие требованиям технической документации на ЛКМ;

-    приготовление необходимого количества двухкомпонентных ЛКМ смешением основы и отвердителя в требуемом соотношении с учетом времени жизнеспособности и температуры.

Нанесение ЛКМ с армированием стекломатами

-    Нанесение грунтовочного слоя в случае, если интервал между подготовкой поверхности и нанесением краски может превысить допустимый интервал, определенный нормативной документацией на краску.

-    Заделка неровностей - очагов питинговой коррозии (для резервуаров, бывших в эксплуатации), выравнивание соединений, сглаживание сварных швов при помощи шпатлевки и мест «стенка-днище» при помощи наполнителя. Нанесение ручное.

-    Нанесение эпоксидной краски безвоздушным распылением или при помощи валика толщиной, определенной нормативной документацией на систему покрытия.

-    Нанесение (приклеивание) слоя мата из рубленого стекловолокна 300 г/м2.

-    Нанесение эпоксидной краски при помощи валика или безвоздушным распылением.

-    Прикатывание поверхности «игольчатым» валиком для удаления остатков воздуха.

-    Отверждение слоя покрытия в соответствии с режимами, определенными нормативной документацией на систему покрытия.

-    Нанесение эпоксидной краски безвоздушным распылением или при помощи валика толщиной, определенной нормативной документацией на систему покрытия.

-    Нанесение (приклеивание) слоя мата из рубленого стекловолокна 300 г/м2.

-    Нанесение эпоксидной краски при помощи валика или безвоздушным распылением.

-    Прикатывание поверхности «игольчатым» валиком для удаления остатков воздуха.

-    Отверждение слоя покрытия в соответствии с режимами, определенными нормативной документацией на систему покрытия.

-    Нанесение эпоксидной краски.

-    Нанесение (приклеивание) стеклопрокладки 30 г/м .

-    Нанесение эпоксидной краски безвоздушным распылением или при помощи валика.

Нанесение ЛКМ, армированных рубленым стекловолокном

-    нанесение грунтовки;

-    выравнивание поверхности, заделка трещин и отверстий;

-    нанесение слоя эпоксидного материала с рубленым стекловолокном специальной установкой с тройным соплом (в процессе нанесения достигается эффективное соединение распыляемого эпоксидного материала с частицами стекловолокна);

-    отверждение покрытия;

-    шлифование поверхности для удаления выступающих частиц стекловолокна;

-    нанесение покрывного слоя краски.

Контроль при проведении окрасочных работ:

-    Прибор контроля окружающей среды (измеритель влажности, температуры воздуха).

-    Контроль температуры поверхности и ЛКМ.

-    Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия. Контроль в процессе нанесения краски

-    сплошность каждого слоя покрытия;

-    толщина мокрого слоя;

-    режимы отверждения;

-    толщина сухого слоя;

-    количество слоев покрытия.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

2.4    Отверждение покрытия

-    Отверждение каждого слоя покрытия и покрытия в целом производится согласно режимам, указанным в технической документации на применяемый ЛКМ, и зависит от условий окружающей среды.

-    При превышении максимального времени межслойной сушки покрытие зачищают шкуркой для придания шероховатости поверхности.

2.5    Контроль качества внутреннего покрытия

-    внешний вид (визуально);

-    толщина сухой пленки каждого слоя и покрытия в целом магнитным толщиномером (ИСО 2808);

-    сплошность покрытия (ИСО 2746);

-    адгезия покрытия методом отрыва (ИСО 4624).

Примечание - Механическое повреждение покрытия после оценки адгезии восстанавливают: места повреждения зачищают шкуркой, обеспыливают, обезжиривают и закрашивают.

Показатели контроля заносят в журнал производства работ по нанесению антикоррозионных покрытий и отражают в акте на приемку покрытия.

2.6    Устранение дефектов покрытия

-    При наличии дефектов общей площадью менее 15% от окрашиваемой поверхности устранение дефектов производится по технологии, соответствующей технологии получения основного покрытия, с зачисткой металлической поверхности в дефектной зоне механическим способом.

-    Если общая площадь дефектов превышает 15%, покрытие удаляют и производят повторную окраску согласно настоящей инструкции, включая подготовку поверхности.

-    Толщина покрытия в зоне ремонта должна соответствовать толщине основного покрытия.

-    При нанесении покрытия, усиленного стекломатами, в результате некачественного выполнения операции прикатывания возможно образование воздушных пузырей. Устранение дефекта производят путем их вскрытия и заполнения пустот эпоксидным составом с рубленым стекловолокном.

-    Основным дефектом покрытия, усиленного рубленым стекловолокном, является выступание над поверхностью покрывного слоя частиц стекловолокна. Этот дефект снижает барьерные свойства покрытия. Для его устранения следует произвести повторное шлифование поверхности, нанесение и отверждение покрывного слоя

2.7 Выдержка покрытия до эксплуатации резервуара.

-    Время выдержки резервуара с покрытием до его эксплуатации определяется нормативной документацией на систему покрытия и зависит от температуры окружающей среды.

Приложение П (справочное)

Приборы, инструменты и вспомогательные средства, необходимые для контроля при проведении антикоррозионных работ

№№

п/п

Назначение прибора

Техническая характеристика прибора

Допускаемая погрешность измерения

Приборы контроля окружающей среды (стадии подготовки металлической поверхности, нанесения и отверждения покрытия)

1

Определение параметров окружающей среды, точки росы, температуры обрабатываемой поверхности

Температура воздуха -20 до + 75 °С Температура поверхности -30 до +60 °С Влажность 0-100%

Темп. воздуха ± 0,3°С Темп. поверхн. ± 0,5°С Влажность 3%

Приборы контроля качества подготовки поверхности (стадия подготовки поверхности перед окраской)

2

Определение профиля поверхности

Цифровой профилемер 0-1000 мкм Лента + компаратор 20-100 мкм Толщиномер 0-10 мм

1    мкм

2    мкм

3

Определение степени обеспыливания

Липкая лента Прикатный ролик

В соответствии с ИСО 8502-3

4

Определение загрязнения солями

0,1-20 мкг/см2

±1%

Приборы входного контроля ЛКМ (стадия подготовки ЛКМ)

5

Определение условной вязкости

Вискозиметр для определения времени истечения через сопло 0 4 мм Секундомер

1-2 с

6

Определение прочности при ударе

Г 1 2

Шкала 500 мм 1000 мм

о

Г±±

Шкала ± 1мм ± 1 мм

Цена деления шкалы 100 мм

± 1 мм

0 наковал. 30 мм

0 наковал. 40 мм

-

-

0 отвер. 15 мм

0 отвер. 27

-

-

Г лубина погружения бойка 2 мм

-

-

0 шарика 8 мм 0 шарика 20 мм

-

-

7

Аппликатор для нанесения покрытий на образцы

длиной н/м 50 мм щелями 0,3-0,8 мм

± 5 мкм

8

Секундомер

0 рабочей части стержней 1 мм 3 мм

9

Определение прочности при изгибе на цилиндрическом стержне

5 мм 10 мм 15 мм 20 мм 25 мм

-

10

Лупа

с масштабированием 10х

-

См. также приборы п.п. 12-14,15-18

Приборы контроля (стадии нанесения ЛКМ)

11

Измерение толщины мокрых пленок

Толщина измеряемого покрытия 0-50 мкм 0-250 мкм 0-500 мкм 0-1500 мкм

±5% по всем диапазонам

12

Определение толщины отвержденного покрытия цифровым толщиномером

Рабочая температура 0-50°С Минимальная толщина подложки 0,3 мм Диапазон измерения 0-1500 мкм 0-5 мм

± 1 % или 1 мкм ± 1 % или 1 мкм

13

Определение внешнего вида покрытия

Лупа с масштабированием

10х

Приборы контроля отвержденного покрытия

14

Определение адгезии методом решетчатых надрезов для покрытий толщиной до 250 мкм

Нож-адгезиметр

-

15

Определение адгезии методом Х-образного надреза для покрытий толщиной более 250 мкм

Режущий инструмент

-

16

Определение адгезии методом отрыва

Механический адгезиметр с диапазоном измерения 0-15 МПа

±0,01 МПа

17

Определение сплошности покрытия искровым дефектоскопом

Макс, напряжение 15 кВ диапазон измерений 0-4 мм

Макс, напряжение 30 кВ диапазон измерений 010 мм

±0,01кВ ±0,1 кВ

18

Определение сплошности наружных покрытий резервуаров, находящихся в эксплуатации, низковольтным электролитическим

дефектоскопом

Контрольное напряжение постоянного тока 9; 67,5; 90 В.

Максимальная толщина контролируемых покрытия 500 мкм

±0,1 кВ

См. также приборы п.п. 12-14

Приложение Р (справочное)

Перечень рекомендуемого оборудования для проведения антикоррозионных работ

№№ п/п

Наименование оборудования

Характеристики

Компрессорное оборудование

1

Компрессорная установка

Производительность 8-10 м3/мин на одно рабочее место

Давление на сопле 0,7-1 МПа

Производительность 8-10 м3/мин на одно рабочее

2

Компрессорная станция

место

Давление на сопле 0,7-1 МПа

Оборудование очистки поверхностей

3

Специальное оборудование для механической обработки поверхности (скребки, шлиф-машинки и т.д.)

Выполнены из безыскрового материала во взрывоискробезопасном исполнении или с подачей воды (типа ПШМК-100)

4

Агрегат пневмопескоструйной обработки

Объем корпуса для абразива 100 л Рабочее давление 0,35-0,7 Мпа Расход сжат, воздуха н/м 3,5 м3/мин Производительность 5-27 м2/час

5

Г идропескоструйный (водопескоструйный) агрегат

Привод любой Макс, давление на выходе 20 Мпа Рабочее давление 5-20 Мпа Произв. насоса 700-1300 л/час

Оборудование окрасочное

6

Аппараты безвоздушного распыления высоковязких красок с нагревателем краски

Макс, рабочее давление 0,8-1 Мпа Соотношение давлений н/м 40:1 Производительность 10 л/мин Диаметр сопла 0,041 дюйма Температура нагрева краски 40-80°С

7

Окрасочные аппараты безвоздушного распыления

Макс, рабочее давление 2 Мпа Высота подачи краски 30 м Производительность 3 л/мин Диаметр сопла 0,021 дюйма

8

Пневматические распылители

Макс. рабочее давление 0,2 Мпа Расход материала 0,1-0,2 л/мин Расход сжатого воздуха 0,04 м3/мин

9

Наконечник для установки безвоздушного распыления с измельчителем стекловолокна для нанесения эпоксидного покрытия, усиленного рубленым стекловолокном

Типа Spray Gun With Shopper фирмы Spray Plant 2K Ltd., Lauds (Великобритания)

10

Кисти

Флейцевые плоские Ракля

11

Валики

Материал полиэстер Длина 180-230 мм Диаметр 36-38 мм Длина ворса 7-11 мм

Оборудование по очистке и подготовке абразива

12

Пылесосы промышленные с циклонным уловителем и системой фильтров

Мин. производит. 1600 м3/мин.

Грузоподъемные механизмы

13

Лебедка

Q = 200 кг

14

Подъемник

Q = 2000 кг

15

Подъемник мачтовый

Н = 15м

Допустимая нагрузка 200 кгс/м2

16

Вышка передвижная сборно-разборная или леса трубчатые

Высота рабочего яруса 2 м Шаг стоек 1,5-2 м Кол. ярусов настила определяется высотой обрабатываемой поверхности

Прочее технологическое оборудование

17

Теплопушки /электротепловентилятор

Мощность не менее 9 кВт Максим. перепад температур 75°С Производит. по воздуху 750 м3/час

18

Электрокалориферные установки

Мощность 33 кВт Мин. расход воздуха 3000 м3/час Макс. температура воздуха 140°С

19

Ресиверы

Давление 1 МПа, Объем 2-4 м3

20

Воздухонагреватели дизельные передвижные

Тепловая мощность 10 кВт Производит. 8000 ккал/час Расход топлива 0,85 кг/час Емкость бака 11 л Мощность двигателя вентилятора 20 Вт

21

Осушитель

Номинальный поток 5-8 м3/мин Макс. давление не менее 1 МПа

22

Охладитель воздуха

Номинальный поток 5-8 м3/мин Макс. давление не менее 1 МПа

23

Сепаратор

Номинальный поток 5-8 м3/мин Макс. давление не менее 1 МПа

24

Электромеханический инструмент

Взрыво -искробезопасное исполнение (инструмент типа шлифмашинки с подачей воды - ПШМК-100).

25

Слесарный инструмент

Выполнен из безыскрового материала

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

Номер изм.

Основание для внесения изм. (номер и дата документа)

Номера листов (страниц)

Всего листов (страниц) в документе

Дата

внесения

изм.

Дата ввода изм. в действие

Подпись отв. за внесение изм.

измененных

новых

аннулированных

РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепро... Стр. 1 из 15

РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ

ПОЛОЖЕНИЕ

О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ

РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

РД 08-95-95

Дата введения 1995-09-01

РАЗРАБОТАНО АО "ВНИИмонтажспецстрой" и АОЗТ "КОНТАКТ" по заданию Госгортехнадзора России

РАЗРАБОТАНО И ВНЕСЕНО Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности и Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями

Коллектив авторов:

Поповский Б.В., Майлер А.З., Ритчик Г. А., Катанов А. А., Антикайн П. А., Суслов А.Н., Хапонен Н.А., Головков В.Г.

УТВЕРЖДЕНО Госгортехнадзором России постановлением № 38 от 25 июля 1995 года

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    “Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов” разработано на основании Протокола заседания коллегии Госгортехнадзора России от 01.11.94 г. № 25 и Постановления Госгортехнадзора России от 04.05.95 г. № 23, а также в соответствии со СНиП ТТТ-18-75 (в части изготовления конструкций), СНиП 3.03.01-87 и “Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту“, М. “Недра”, 1988 г.

1.2.    Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 м , предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов.

Типы резервуаров:

-    со стационарной крышей;

-    со стационарной крышей и понтоном;

-    с плавающей крышей.

1.3.    Положение предусматривает порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований, либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.

1.4.    Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

-    частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации);

-    полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

Допускается проведение полного обследования на одном резервуаре-представителе выборочно из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации); на остальных резервуарах этой группы проводится обследование.

Возможно частичное обследование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ, ИСПОЛНИТЕЛЯМ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

2.1.    Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на владельца резервуаров.

Владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей обследование.

2.2.    Работы по техническому диагностированию выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.

2.3.    Диагностирование и заключение о техническом состоянии и о возможности дальнейшей эксплуатации резервуаров, сооруженных не по типовым проектам или по импортным поставкам, а также резервуаров со сроками эксплуатации, превышающими 30 лет, и в других сложных случаях производятся специализированной организацией (Приложение 1).

2.4.    Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров должны иметь разрешение (лицензию) на проведение таких работ, получаемое в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке (Приложение 2).

2.5.    Специалисты по техническому диагностированию резервуаров должны быть аттестованы по этому виду работ организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.

2.6.    Специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять при техническом диагностировании резервуаров только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с “Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля”, утвержденными Госгортехнадзором России 18.08.92 г.

2.7.    Аппаратура и средства, применяемые при техническом диагностировании резервуаров, должны позволять надежно выявлять недопустимые дефекты. Не допускается применение аппаратуры, подлежащей госпроверке и не прошедшей ее.

2.7.1.    При измерении геометрических параметров конструкций должны использоваться стандартные или специальные методы и средства измерения, позволяющие получить точность не менее ± 0,1 мм.

2.7.2.    Определение механических свойств металла и сварных соединений должно проводиться в полном соответствии с требованиями стандартов на эти виды испытаний оборудование и приборы должны пройти своевременно государственную проверку.

2.8.    При полном техническом обследовании резервуара необходимо вывести его из эксплуатации, опорожнить, дегазировать и очистить.

Работы по обследованию производятся с разрешения руководства предприятия - владельца резервуара после прохождения инструктажа по технике безопасности и по противопожарной безопасности.

2.9.    Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.

Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие техническому диагностированию, должны быть очищены от загрязнений. Качество подготовки поверхностей определяется требованиями применяемого метода контроля.

Уторный узел резервуара (угловое сварное соединение днища со стенкой) должен быть очищен с наружной стороны от грунта, снега и других загрязнений.

Тепловая изоляция, препятствующая контролю технического состояния, должна быть частично или полностью (в случае необходимости) удалена.

2.10. На выполненные при техническом обследовании резервуаров работы организации, их проводившие, составляют первичную документацию (акты, протоколы, журналы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.

3. АЛГОРИТМ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1.    Техническое диагностирование резервуара производится по типовой программе (Приложение 3).

3.1.1.    На основе типовой программы на каждый резервуар (или группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях), разрабатывается индивидуальная программа. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные работы по ремонту или реконструкции.

Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются организацией, выполняющей обследование.

3.2. Техническое обследование резервуаров, перечисленных в п. 2.3, производится по специальной программе специализированной организацией (Приложение 1).

3.3.    Алгоритм оценки технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:

-    установления возможности безопасной эксплуатации;

-    определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или после исчерпания расчетного срока службы;

-    разработки прогноза о возможности и условиях эксплуатации сверх расчетного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем и указывается в нормативно-технической документации, паспорте или инструкции по эксплуатации.

При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.

3.4.    Алгоритм диагностирования резервуара определяется в зависимости от его технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары:

-    находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

-    изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

-    находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

-    в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

Рекомендуется структура алгоритма оценки технического состояния резервуара в пределах расчетного срока службы приведены в п.п. 3.5. и 3.6.

3.5.    Частичное наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет и включает в себя следующие этапы:

3.5.1.    Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар (паспорт и др.); сбор информации о работе резервуара у обслуживающего персонала; особое внимание должно быть обращено на объемы и методы выполнения ремонтов и исправления дефектов, выявленных в период эксплуатации.

3.5.2.    Анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.

3.5.3.    Составление программы обследования (технического диагностирования).

3.5.4.    Натурное обследование резервуара:

-    визуальный осмотр всех конструкций с наружной стороны;

-    измерение толщины поясов стенки, выступающих окрайков днища и настила кровли;

-    измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;

-    проверка состояния основания и отмостки.

3.5.5.    Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает в себя следующие этапы:

3.6.1.    Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.

3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.

3.6.3.    Составление программы обследования.

3.6.4.    Натуральное обследование резервуара:

-    визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);

-    измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);

-    измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

-    измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

-    проверка состояния понтона (плавающей крышки);

-    проверка состояния основания и отмостки.

3.6.5.    Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.

3.6.6.    Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

3.7.    Рекомендуемая структура алгоритма оценки технического состояния резервуара, отработавшего расчетный срок службы:

3.7.1. Частичное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 4 года и помимо этапов, перечисленных в п.п. 3.5.1 - 3.5.5, включает, в случае необходимости, контроль неразрушающими методами дефектоскопии.

3.7.2. Полное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 8 лет и помимо этапов, перечисленных в п.п. 3.6.1.-3.6.6., включает в себя дополнительно следующие этапы:

-    определение необходимости оценки механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования);

-    оценка физико-механических свойств и структуры металла;

-    выбор расчетных схем и оценка остаточного ресурса работы металла с учетом: скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов; изменения механических свойств металла или сварных соединений; объема и характера циклических нагружений; работы резервуара при отрицательных температурах (ниже 40°С).

Оценка остаточного ресурса согласовывается со специализированной организацией (Приложение 1).

3.7.3.    Разработка прогноза о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения.

3.8.    При выявлении в результате обследования различных недопустимых дефектов производится определение объема и методов восстановительного ремонта резервуара с последующим контролем качества выполненных работ и гидравлическим испытанием. В случае экономической или технической нецелесообразности ремонта дается заключение об исключении резервуара из эксплуатации.

3.9.    В случае отсутствия полного комплекта документации, или обнаружения в процессе эксплуатации существенных дефектов в основном металле и сварных соединениях, недопустимых деформаций конструкций и т.п. частичные и полные обследования проводятся через более короткие периоды, устанавливаемые специализированной организацией (Приложение 1).

3.10.    В основу оценки технического состояния резервуаров положены представления о возможных отказах, имеющих следующие причины:

-    наличие в металле и сварных соединениях дефектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или эксплуатации, развитие которых может привести к разрушению элементов резервуара;

- изменения геометрических размеров и формы элементов (в результате пластической деформации, коррозионного износа и т.п.) по отношению к первоначальным, вызывающее превышение действующих в металле напряжений над расчетными;

-    изменения структуры и механических свойств металла в процессе длительной эксплуатации, которые могут привести к снижению конструктивной прочности элементов резервуара (усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.);

-    нарушение герметичности листовых конструкций в результате коррозионных повреждений.

4. АНАЛИЗ КОНСТРУКТИВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ, ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ И МОНТАЖА, А ТАКЖЕ УСЛОВИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1.    Целью анализа конструктивных особенностей технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуара является определение наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов образования дефектов в материале при эксплуатации и мест их локализации, а также составление (уточнение) программы технического диагностирования.

4.2.    На конструктивной схеме резервуара отмечают элементы (участки) конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению. При этом первоочередное внимание следует уделять:

-    сварным соединениям в вертикальных монтажных стыках стенки, в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в Т - ТТТ-м поясах стенки

(считая снизу), сварного шва между стенкой и днищем, сварных швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров;

-    местам стенки у нижнего уторного шва, соединяющего стенку с днищем;

-    местам присоединения трубопроводов, в том числе, передающих вибрационные нагрузки;

-    участкам стенки, имеющим местные выпучины или вмятины и отклонения образующих по вертикали (в пределах или за пределами допусков);

-    участкам конструкций, наиболее подверженных коррозии: нижнего пояса и двух верхних поясов стенки, днища, настила и несущих элементов крыши, понтонов и плавающих крыш.

4.3.    По данным эксплуатационной документации определяют длительность эксплуатации элементов резервуаров в условиях, отличающихся от проектных, анализируют обстоятельства и причины аварийных случаев и определяют участки конструкций, которые могли подвергнуться негативному воздействию. Эти участки также отмечают на конструктивной схеме резервуара.

4.4. По записям в ремонтном журнале отмечают на конструктивной схеме элементы (участки) конструкций резервуара, подвергнутые ремонту, в том числе с применением сварки.

4.5.    На основе анализа ремонтной документации уточняют представления о наиболее слабых участках конструкции, интенсивности развития дефектов, возможном изменении механических характеристик материала.

4.6.    Если на аналогичных резервуарах происходили аварии из-за конструктивных недостатков, на конструктивной схеме резервуара делают отметки для проверки полноты выполнения и эффективности предложенных противоаварийных мер.

5. НАТУРНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1.    Объем натурного обследования резервуара при частичном и полном обследовании изложен в п.п. 3.5.4 и 3.6.4 настоящего положения.

5.2. Визуальный осмотр конструкций производится в условиях достаточной освещенности с применением, в случае необходимости, луп с увеличением до х10.

5.2.1.    При визуальном осмотре обязательной проверке подлежат:

-    состояние основного металла стенки, днища. настила и несущих элементов кровли;

-    местные деформации, вмятины и выпучины;

-    размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответствии с требованиями проекта и норм;

-    состояние сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проектов, СНиП 3.03.01-87, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов;

-    состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

5.2.2.    Осмотр поверхности основного металла рекомендуется производить с наружной, а затем с внутренней стороны резервуара в следующей последовательности:

-    окрайки днища и нижняя часть первого пояса;

- наружная и внутренняя части первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (с применением переносной лестницы);

-    верхние пояса с применением подвесной люльки или с помощью оптических приборов (бинокль или подзорная труба);

-    места переменного уровня нефтепродуктов;

-    настил и несущие элементы кровли.

5.2.3. На осматриваемой поверхности основного металла, предварительно очищенной от грязи и нефтепродуктов, выявляется наличие коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и других дефектов. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

5.2.4.    Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

-    равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла);

-    местную (при охвате отдельных участков поверхности);

-    язвенную, точечную и пятнистую в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

5.2.5.    Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

5.2.6.    По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности, на которых затем проводят измерения толщин ультразвуковым толщиномером.

5.2.7.    Контроль сварных соединений посредством визуального осмотра производится на соответствие их требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

5.2.8.    Визуальному осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов, включая уторный узел, и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.

5.2.9.    Визуальный осмотр сварных швов, измерения шаблонами их геометрических размеров проводятся в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов:

-    несоответствия размеров швов требованиям проекта, СНиП и стандартов;

-    трещин всех видов и направлений;

-    наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и других технологических дефектов;

-    отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

-    несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

5.2.10.    При осмотре сварных швов окрайков днища необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояния между сварными швами окраек днища и вертикальными сварными швами первого пояса, которое должно быть не менее 200 мм.

5.2.11.    Расположение швов приварки отдельных элементов оборудования на первом поясе относительно друг друга, а также вертикальных и горизонтальных швов стенки должно соответствовать требованиям проекта.

5.3. Для определения толщины металла рекомендуется применять толщиномеры типа УТ-93П, УТ-80-81М и др., позволяющие измерять толщину в интервале 0,2 - 50,0 мм с точностью до 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от - 10 до + 40°С.

В допустимых местах возможны прямые измерения толщины металла штангенциркулем.

5.3.1.    Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов визуального осмотра конструкций резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта.

Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией.

5.3.2.    Толщина нижних трех поясов измеряется не менее, чем по четырем диаметрально противоположным образующим в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщина остальных поясов измеряется не менее, чем по одной образующей (вдоль шахтной лестницы) также в трех точках по высоте пояса.

5.3.3.    Толщина листов днища и настила кровли измеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям; проводится не менее трех измерений на каждом листе.

5.3.4. В кровле, где имеется значительный коррозионный износ, вырезают отверстие размером 500x500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

5.3.5.    При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается величина из всех измерений.

5.3.6.    При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка, кровли или центральной части днища, центральной части понтона или плавающей крыши) принимается минимальная толщина отдельного листа.

5.3.7.    Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

5.3.8.    Толщина листов понтона (плавающей крыши) измеряется на центральной части, а также коробах и ребрах жесткости.

5.3.9.    При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки резервуара заносится в паспорт с указанием координат мест измерения, и при повторном обследовании измерения толщины выполняются в тех же точках.

5.4. Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

Неравномерность осадки основания определяется путем нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса).

5.4.1.    Перед проведением работ по 5.4 на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами фиксируются с нанесением их на схему номера вертикальных стыков листов нижнего пояса.

Рекомендуется нумеровать стыки по часовой стрелке, начиная от приемо-раздаточных патрубков.

5.4.2.    Измерения отклонений от вертикали образующих стенки рекомендуется производить либо с помощью отвеса путем прямых измерений, либо при помощи теодолита или другими методами.

5.4.3.    Измерения целесообразно проводить дважды: на заполненном и пустом резервуаре, с определения мест наибольших деформаций и выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой. При этом необходимо обращать особое внимание на местные выпучины и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения.

5.4.4.    Измерения проводятся не менее чем для 25% образующих с наибольшими отклонениями по результатам замера геометрической формы при сдаче резервуаров в эксплуатацию в соответствии с таблицей п.4.1. (Приложение 4).

Если такие данные в эксплуатационно-технической документации отсутствуют, то измерения производятся в наиболее деформированных местах стенок по результатам визуального осмотра.

5.4.5.    Величины неравномерной осадки днища определяются с применением оптических и гидравлических нивелиров.

5.4.6.    Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

5.5.    При осмотре понтона (плавающей крыши) необходимо обратить внимание на:

-    горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта);

-    плотность прилегания затворов к стенке резервуара и направляющим;

-    состояние сварных швов центральной части (мембраны) и сварных швов коробов;

-    наличие выпучин и вмятин на центральной части;

-    техническое состояние затвора.

5.5.1.    Контроль геометрических размеров и формы понтона (плавающей крыши) проводится путем измерений:

-    радиуса понтона (плавающей крыши), измеренного от центра до наружной поверхности вертикального бортового листа;

-    отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опирании на них понтона (плавающей крыши);

-    отклонений от вертикали направляющих;

-    отклонения бортового листа короба от вертикали;

-    зазоров между наружной поверхностью бортового листа и стенкой резервуара.

5.6.    При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

-    наличие пустот между днищем резервуара и основанием;

-    погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара;

-    наличие растительности на отмостке;

-    трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

-    наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка.

5.6.1. Уклон отмостки определяется при помощи нивелира. При этом отсчет снимается с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающему к резервуару, и на краю отмостки, прилегающему к кольцевому лотку.

Уклон не должен быть меньше 1 = 1: 10.

6. ИССЛЕДОВАНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА, МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МЕТАЛЛОВ И ИХ СТРУКТУРЫ

6.1.    Исследование химического состава, механических свойств и структуры основного металла и сварных соединений элементов резервуара выполняется в случае необходимости, для установления их соответствия требованиям нормативно-технических документов, а также с целью уточнения влияния эксплуатационных факторов на структуру и свойства металла.

6.2.    Химический состав может определятся стандартными методами аналитического или спектрального анализа, обеспечивающими точность, необходимую для установки марки стали. Для определения химического состава либо отбирается стружка из основного металла или сварного шва с последующей оценкой аналитическими методами, либо вырезается образец для последующего спектрального анализа. Для отбраковки легированных сталей может применяться стилоскопирование переносными приборами.

Для определения степени раскисления стали следует руководствоваться фактическим содержанием кремния и требованиями нормативно-технических документов.

6.3.    Испытания на растяжение основного металла проводятся согласно требованиям ГОСТ 1497-84 “Металлы. Методы испытания на растяжение”.

6.4.    Испытания на ударную вязкость основного металла проводятся согласно требованиям ГОСТ 9454-78 “Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах”.

6.5.    Измерение твердости можно производить на специально вырезанных и подготовленных образцах со шлифованной поверхностью с определением твердости по Бринеллю, Роквеллу или Виккерсу.

Допускается использование таблиц перевода величин показателей твердости ГОСТ 22761-77 “Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия” и ГОСТ 22762-77 “Металлы и сплавы. Метод измерение твердости на пределе текучести вдавливанием шара”. Испытания твердости можно осуществлять при помощи переносных стационарных приборов со статическим и динамическим нагружением. Допускается для ориентировочной