Завершенные проекты

Английская версия
Телефон/факс:
(8452) 242 242

Техническое диагностирование (дефектоскопия) резервуаров

В силу того, что резервуары РВС представляют собой металлоконструкции, находящиеся в сложном напряженно-деформированном состоянии, и. плюс к этому, подвергаются воздействию гидростатического давления, температурных напряжений, ветровой и снеговой нагрузки и осадки, в процессе их эксплуатации могут появляться различные дефекты. Поскольку дефекты снижают эксплуатационную надежность резервуаров, необходимо регулярно организовывать их техническое диагностирование, направленное на своевременное выявление дефектов.

Объектом технического диагностирования (дефектоскопии) является обнаружение дефектов, которые могут стать причиной аварии резервуаров, таких как:

  • дефекты сварки, допущенные при монтаже;
  • дефекты, допущенные при заводской сварке;
  • использование металлопроката, марка или толщины которого не соответствует проекту;
  • неравномерная осадка фундамента трубопроводов;
  • угловатость вертикальных монтажных швов;
  • вмятины и выпучины на стенке, днище и кровле;
  • уменьшение толщин днища и стенки в результате коррозии;
  • коррозия верхнего пояса и кровли резервуара;
  • изменение режима эксплуатации резервуара, не предусмотренное проектом.

Соответственно, в результате технического диагностирования (дефектоскопии) резервуаров должны быть выявлены следующие потенциальные проблемы:

  • дефекты в металле и сварных соединениях;
  • изменения геометрических размеров и формы элементов резервуара;
  • изменения структуры и механических свойств металла;
  • нарушение герметичности листовых конструкций.

Оценка технического состояния резервуаров проводится:

Обязательному техническому диагностированию подвергаются резервуары:

  • находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;
  • изготовленные из кипящих сталей;
  • сваренные электродами с меловой обмазкой;
  • находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
  • хранящие агрессивные продукты.

При проведении оценки технического состояния резервуаров, как правило, руководствуются РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», введенным в действие 1 сентября 1995 г. и утвержденным Госгортехнадзором России постановлением № 38 от 25 июля 1995 года.

Целью оценки технического состояния резервуара является выработка рекомендаций об условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации и расчет остаточного ресурса.

Также в результате технического диагностирования определяются сроки последующих обследований, либо определяются необходимость проведения ремонта или вывода резервуаров из эксплуатации.

1. Виды технического диагностирования резервуаров

Различают 2 вида технического диагностирования резервуаров:

  1. частичное техническое диагностирование проводится с наружной стороны без выведения его из эксплуатации.
  2. полное техническое диагностирование проводится с обеих сторон и требует выведения резервуара из эксплуатации, опорожнения, зачистки и дегазации.
вид хранимого
нефтепродукта 
срок эксплуатации резервуара  частичное
техническое диагностирование без вывода
из эксплуатации 
полное техническое диагностирование
с выводом из
эксплуатации 
 нефть товарная более 20 лет через 4 года через 8 лет
 бензин, дизельное топливо менее 25 лет через 5 лет через 10 лет

Если резервуарный парк предприятия состоит из групп конструктивно одинаковых резервуаров, работающих в одинаковых условиях (производительность приемо-раздаточных операций, агрессивность продукта и пр.), прослуживших одинаковый срок в пределах 20 лет, применяется репрезентативный метод диагностирования. То есть полное техническое диагностирование проводится на одном резервуаре-представителе, случайно выбранном из данной группы. На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

Также возможно частичное техническое диагностирование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.

2. Общие требования к процедуре технического диагностирования

2.1. Требования к владельцу резервуаров касательно проведения технического диагностирования:

Согласно РД 08-95-95 «…организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на владельца резервуаров» владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей техническое диагностирование.

Работы по техническому диагностированию производятся с разрешения руководства предприятия – владельца резервуара после прохождения инструктажа по технике безопасности и по противопожарной безопасности.

Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим техническому диагностированию, должен быть обеспечен свободный доступ.

Уторный узел резервуара (угловое сварное соединение днища со стенкой) должен быть очищен с наружной стороны от грунта, снега и других загрязнений.

2.2. Требования к организации, выполняющей техническое диагностирование:

  1. данный вид деятельности должен быть предусмотрен их Уставом организации;
  2. организация должна иметь лицензию (разрешение Ростехнадзора) на проведение таких работ;
  3. организация должна располагать необходимыми средствами технического диагностирования. При этом не допускается применение аппаратуры, подлежащей госповерке и не прошедшей ее;
  4. организация должна предоставить нормативно-техническую документацию на контроль и оценку металлоконструкций;
  5. организация должна фиксировать результаты работы в соответствующей документации (акты, протоколы, журналы, заключения и т.п.). На ее основании оформляется заключение о дальнейшей судьбе резервуара.
  6. организация должна содержать в штате обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов. Аттестацию проводят лицензированные Ростехнадзором организации.

2.3. Требования к процедуре технического диагностирования:

При измерении геометрических параметров конструкций должны использоваться стандартные или специальные методы и средства измерения, позволяющие получить точность не менее ± 0,1 мм.

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.

Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие техническому диагностированию, должны быть очищены от загрязнений. Качество подготовки поверхностей определяется требованиями применяемого метода контроля. При проведении полного технического диагностирования теплоизоляция, препятствующая контролю технического состояния, должна быть частично или полностью (в случае необходимости) удалена.

3. Алгоритм технического диагностирования резервуаров

3.1. Программа технического диагностирования:

Техническое диагностирование резервуара производится по Типовой программе, предусматривающей следующие этапы работ:

  1. ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар;
  2. визуальный осмотр всех конструкций резервуара, включая сварные соединения;
  3. измерение фактических толщин элементов резервуара;
  4. измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;
  5. контроль сварных соединений стенки неразрушающими методами (при необходимости);
  6. исследование химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений и их структуры (при необходимости);
  7. проверку состояния основания и отмостки;
  8. поверочные расчеты конструкции резервуаров (при необходимости);
  9. анализ состояния резервуара, разработка рекомендаций по их дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению из эксплуатации.

Перед началом работ на основе Типовой программы на каждый резервуар (или группу одинаковых резервуаров) организацией, выполняющей диагностирование, разрабатывается Индивидуальная программатехнического диагностирования. Ее разработка производится с учетом конкретных условий эксплуатации, имевшиеся ранее повреждений конструкций и выполненных работ по ремонту или реконструкции.

При анализе состояния резервуаров производится:

  1. установление возможности безопасной эксплуатации резервуара;
  2. определение остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или после исчерпания расчетного срока службы;
  3. разработка 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 на резервуар. При отсутствии таких указаний данный срок принимается равным 20 годам.

3.2. Техническое диагностирование резервуара, срок службы которого не истек:

В таких случаях РД 08-95-95 рекомендует:

Не реже 1 раза в 5 лет проводить частичное наружное техническое техническое диагностирование, состоящее из следующих последовательных этапов:

  1. ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар (паспорт и др.);
  2. сбор информации о работе резервуара у обслуживающего персонала;
  3. изучение информации об объемах и методах выполнения ремонтов и исправления дефектов, выявленных в период эксплуатации;
  4. анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции;
  5. анализ условий эксплуатации;
  6. определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара;
  7. составление программы частичного технического диагностирования;
  8. проведение натурного обследования резервуара;
  9. установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

Не реже, чем 1 раз в 10 лет проводить полное техническое техническое диагностирование, состоящее из следующих последовательных этапов:

  1. ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар (паспорт и др.);
  2. сбор информации о работе резервуара у обслуживающего персонала;
  3. изучение информации об объемах и методах выполнения ремонтов и исправления дефектов, выявленных в период эксплуатации;
  4. анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции;
  5. анализ условий эксплуатации;
  6. определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара;
  7. составление программы полного технического диагностирования;
  8. проведение натурального обследования резервуара:
  9. визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);
  10. контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра;
  11. установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

3.3. Техническое диагностирование резервуара, срок службы которого истек:

В таких случаях РД 08-95-95 рекомендует:

  1. не реже 1 раза в 4 года проводить частичное техническое диагностирование резервуара по вышеуказанному алгоритму; в случае необходимости проводить контроль неразрушающими методами дефектоскопии;
  2. не реже 1 раза в 8 лет проводить полное техническое диагностирование резервуара, которое может дополнительно включать в себя:
    • определение необходимости оценки механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования);
    • оценку физико-механических свойств и структуры металла;
    • выбор расчетных схем и оценку 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);
    • разработку прогноза возможности и условий дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения.

При выявлении в результате такого 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.

В случае отсутствия полного комплекта документации на резервуар или обнаружения в процессе эксплуатации существенных дефектов в основном металле и сварных соединениях, недопустимых деформаций конструкций и т.п. частичная или полная техническая диагностика проводятся через более короткие периоды.

4. Анализ особенностей резервуара

Для составления (уточнения) программы технического обследования резервуара необходимо:

  • определить наиболее напряженные зоны в элементах конструкции;
  • выявить возможные механизмы образования дефектов в материале при эксплуатации и места их локализации.

С этой целью проводится анализируются особенности резервуара, а именно:

  • конструктивные особенности;
  • технология его изготовления и монтажа;
  • условия эксплуатации;

 

В процессе такого анализа на конструктивной схеме резервуара отмечают участки конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению. При этом первоочередное внимание уделяют:

  1. сварным соединениям:
    • в вертикальных монтажных стыках стенки;
    • в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в I – III-м поясах стенки;
    • сварного шва между стенкой и днищем;
    • приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров;
  2. местам стенки у нижнего уторного шва, соединяющего стенку с днищем;
  3. местам присоединения трубопроводов;
  4. участкам стенки, имеющим местные выпучины или вмятины и отклонения образующих по вертикали (в пределах или за пределами допусков);
  5. участкам конструкций, наиболее подверженных коррозии;

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.

По записям в ремонтном журнале отмечают на конструктивной схеме элементы (участки) конструкций резервуара, подвергнутые ремонту, в том числе с применением сварки. На основе анализа ремонтной документации уточняют представления о наиболее слабых участках конструкции, интенсивности развития дефектов, возможном изменении механических характеристик материала.

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 техническое диагностирование

Обязательные элементы натурного обследования:

  • 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, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов;
  • состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

5.1. Визуальный осмотр:

5.1.1. Осмотр поверхности металла:

Визуальный осмотр конструкций производится в условиях достаточной освещенности с применением, в случае необходимости, луп с увеличением до ´10.

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.

На осматриваемой поверхности основного металла, предварительно очищенной от грязи и остатков хранимого 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.

5.1.2. Осмотр сварных соединений:

Визуальному осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат:

  • все сварные соединения четырех нижних поясов;
  • уторный узел;
  • прилегающие к данным соединениям зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм;

Швы и прилегающие зоны перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.

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.

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. Толщинометрия:

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.

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.

Толщина листов днища и настила кровли измеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям; проводится не менее трех измерений на каждом листе.

В кровле, где имеется значительный коррозионный износ, вырезают отверстие размером 500´500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается меньшая величина из всех измерений. Также, при измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайки, кровли или центральной части днища, центральной части понтона или плавающей крыши) принимается минимальная толщина отдельного листа.

Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

При техническом диагностировании новых резервуаров действительная толщина листов стенки резервуара заносится в паспорт с указанием координат мест измерения, и при повторном техническом диагностировании измерения толщины выполняются в тех же точках.

5.3. Исследование геометрической формы резервуара:

5.3.1.Отклонение образующих стенки от вертикали

Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

Для измерения отклонений от вертикали образующих стенки рекомендуется производить либо с помощью отвеса путем прямых измерений, либо при помощи теодолита или другими методами.

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.

Измерения проводятся не менее чем для 25% образующих с наибольшими отклонениями по результатам замера геометрической формы при сдаче резервуаров в эксплуатацию. Если такие данные в эксплуатационно-технической документации отсутствуют, то измерения производятся в наиболее деформированных местах стенок по результатам визуального осмотра.

5.3.2. Измерение осадки основания

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).

Перед проведением данных работ стенке резервуара фиксируются номера вертикальных стыков листов нижнего пояса (с нанесением их на эскиз резервуара). Рекомендуется нумеровать стыки по часовой стрелке, начиная от приемо-раздаточных патрубков.

Величины неравномерной осадки днища определяются с применением оптических и гидравлических нивелиров.

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

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.

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.

5.4. Натурное исследование понтона:

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.

Толщина листов понтона (плавающей крыши) измеряется на центральной части, а также коробах и ребрах жесткости.

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.

6. Исследование металла резервуара

 В рамках технического обследования резервуара проводится исследование металла, из которого он выполнен, на предмет:

  • химического состава;
  • механических свойств;
  • структуры основного металла;
  • структуры сварных соединений;

Такие исследования выполняются в случае необходимости, для установления их соответствия требованиям нормативно-технических документов, а также с целью уточнения влияния эксплуатационных факторов.

6.1. Исследование химического состава металла:

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.

6.2. Исследование механических свойств металла:

Испытания на растяжение основного металла проводятся согласно требованиям ГОСТ 1497-84 “Металлы. Методы испытания на растяжение”.

Испытания на ударную вязкость основного металла проводятся согласно требованиям ГОСТ 9454-78 “Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах”.

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 и стационарных приборов со статическим и динамическим нагружением. Допускается для ориентировочной оценки временного сопротивления или предела текучести применять формулы перевода величин твердости.

Определение механических свойств сварных соединений должно производиться в соответствии с ГОСТ 6996-66 “Сварные соединения. Методы определения механических свойств”.

6.3. Исследование структуры основного металла:

Исследования микроструктуры основного металла и сварных соединений может выполняться на специально вырезанных и подготовленных образцах. Вырезку образцов предпочтительно осуществлять механическим способом. При применении огневой резки для приготовления шлифа, механической обработкой должен быть снят слой не менее 4 – 5 мм для удаления зоны термического влияния.

Допускается исследование микроструктуры на сколах и репликах.

Рекомендуется применение оптических приборов с увеличением´100 и´500.

7. Оценка технического состояния резервуара

Главным условием возможности безопасной эксплуатации резервуара является удовлетворение параметров его элементов, работающих под нагрузкой, условиям прочности и устойчивости согласно СНИП II-23-81 “Нормы проектирования. Стальные конструкции”.

При оценке технического состояния резервуара руководствуются также «Нормами оценки технического состояния по результатам технического диагностирования», закрепленными РД 08-95-95.

Значения расчетных параметров конструктивных элементов резервуара (геометрические размеры, толщины и др.) принимаются по данным технического обследования конструкций. Характеристики материалов – принимаются согласно проекту, либо по результатам исследования металла.

При выполнении расчетов используются минимальные толщины конструктивных элементов, полученные по данным выполненных замеров.

Расчеты на прочность и устойчивость при определении остаточного ресурса резервуаров должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки (гидростатическое давление жидкости и избыточное давление газа, аварийный вакуум), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, отклонениями в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также фактической (остаточной) толщины стенки.

Эксплуатация резервуара не допускается, когда по условиям прочности и устойчивости (согласно СНИП II-23-81) при статических нагружениях отдельные элементы конструкции резервуара не соответствуют расчетным эксплуатационным параметрам. В этом случае продление срока службы резервуара возможно при установлении пониженных эксплуатационных параметров или после проведения комплексных мероприятий по ремонту и усилению металлических конструкций резервуара. Если такие мероприятия экономически или технически не целесообразны, резервуар может быть исключен из эксплуатации.

Если по результатам расчета на устойчивость устанавливается необходимость снижения величины эксплуатационного вакуума, производится соответствующая регулировка дыхательных и предохранительных клапанов.

Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) или всего резервуара производится на основании детального рассмотрения результатов технического диагностирования с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы в каждом конкретном случае по специальной технологии с последующими испытаниями и проверкой.

При большом предполагаемом объеме работ целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.

Данные технического диагностирования резервуара служат основанием для разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации.

8. Заключение по результатам технического диагностирования

Результаты технического диагностирования отражаются в Техническом заключении и приложениях к нему.

Все обнаруженные особенности резервуара и выявленные дефекты фиксируются с указанием места расположения, размеров и прочих важных характеристик.

Условные обозначения, применяемые в Техническом заключении для описания выявленных дефектов, должны отвечать требованиям соответствующей нормативно-технической документации.

Графическое отображение результатов контроля вместе с другими материалами (картами обследования, дефектными ведомостями, дефектограммами, фотографиями и пр.) прилагаются к Техническомузаключению.

Техническое заключение должно содержать следующую информацию, в том числе взятую из эксплуатационно-технической документации на резервуар.

  1. Наименование организации, выполняющей техническое диагностирование с указанием лицензии на проведение работ, фамилии и должностей исполнителей, документов, подтверждающих их квалификацию.
  2. Данные об организациях-проектировщиках, заводах-изготовителях, монтажных организациях, дате изготовления, монтажа и пуска в эксплуатацию.
  3. Место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки.
  4. Техническую характеристику резервуара: тип, диаметр, высота, объем, хранимый в резервуаре нефтепродукт.
  5. Сведения о металле по проекту и сертификату: химический состав, механические свойства, толщина листов.
  6. Сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении и монтаже резервуара.
  7. Данные по объемам, методам и результатам контроля конструкций и сварных соединений при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара.
  8. Данные о режиме эксплуатации резервуара по технологической карте.
  9. Характеристику проводимых ранее ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись с данными по примененным материалам).
  10. Даты и результаты проводимых ранее технических диагностирований.
  11. Содержание программы технического диагностирования и сведения о научно-технической документации, в соответствии с которой производилось техническое диагностирование.
  12. Сведения о типах (марках) оборудования и аппаратуры, использованной при данном техническом диагностировании с подтверждением данных об их государственной поверке.
  13. Результаты анализа технической документации по изготовлению, монтажу, эксплуатации, ремонту, реконструкции и предыдущим результатам контроля.
  14. Результаты текущего обследования резервуара, которые должны содержать следующую информацию:
    • результаты визуального осмотра и сопутствующих измерений;
    • результаты измерения фактических толщин конструкций;
    • результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;
    • результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений и основного металла (в случае их проведения);
    • результаты механических испытаний химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случае их проведения);
    • выводы по результатам обследования, которые должны содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов и резервуара в целом.

Текстовая часть Технического заключения должна заканчиваться выводами и рекомендациями с указанием возможности и/или условий дальнейшей надежной эксплуатации резервуара.

В случае необходимости, в Техническом заключении должны проводиться результаты оценки ремонтопригодности резервуара и рекомендации по выполнению ремонтных работ или по исключению его из эксплуатации.

К Техническому заключению прилагаются все необходимые материалы диагностирования.

Оформленное Техническое заключение подписывается исполнителями и утверждается руководителем организации, проводившей диагностирование. Далее оно прилагается к паспорту резервуара. Его копия хранится в организации, проводившей техническое диагностирование.

Техническое диагностирование (дефектоскопия) резервуаров
Заказать