Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов


страница1/4
instryktsiya.ru > Инструкция по применению > Документы
  1   2   3   4

РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Постановление Госгортехнадзора России от 25.07.1995 N 38

РД от 25.07.1995 N 08-95-95

Применяется с 01.09.1995

Страница



РД 08-95-95

 

ПОЛОЖЕНИЕ

О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ

ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Дата введения 1995-09-01

УТВЕРЖДЕНО постановлением Госгортехнадзора России от 25.07.95 N 38
ВВЕДЕНО В ДЕЙСТВИЕ с 01.09.95

           

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. N 25 и постановления Госгортехнадзора России от 04.05.95 г. N 23, а также в соответствии со СНиП III-18-75 * (в части изготовления конструкций),

СНиП 3.03.01-87 и Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту (М.: Недра, 1988).

_______________

* Действует ГОСТ 23118-99 (здесь и далее). - Примечание "КОДЕКС".
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 в целях 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 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 частичное 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.

_______________

* Действуют

ПБ 03-440-02 "Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля" , утвержденные

постановлением Госгортехнадзора России от 23.01.2002 N 3 . -  Примечание "КОДЕКС".

           

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 ±1 мм.
При определении толщин листовых конструкций и глубины коррозионных язв приборами или средствами линейных измерений точность должна быть 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 резеруаров 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.
Рекомендуемая структура алгоритма оценки технического состояния резервуара в пределах расчетного срока службы приведена в пп.3.5 и 3.6.
3.5. Частичное наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет и включает 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 следующие этапы:
3.6.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.
3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых  и сложных условиях элементов резервуара.
3.6.3. Составление программы обследования.
3.6.4. Натурное обследование резервуара:
визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);
измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);
измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;
измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;
проверка состояния понтона (плавающей крыши);
проверка состояния основания и отмостки.
3.6.5. Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.
3.6.6. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.
3.7. Рекомендуемая структура алгоритма оценки технического состояния резервуара, отработавшего расчетный срок службы:
3.7.1. Частичное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 4 года и помимо этапов, перечисленных в пп.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 пп.3.6.1-3.6.6, включает дополнительно следующие этапы:
определение необходимости оценки механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования);
оценка физико-механических свойств и структуры металла;
выбор расчетных схем и оценка остаточного ресурса работы металла с учетом: скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов; изменения механических свойств металла или сварных соединений; объема и характера циклических нагружений; работы резервуара при отрицательных температурах (ниже 40 °С).
Оценка остаточного ресурса согласовывается со специализированной организацией (приложение 1).
3.7.3. Разработка прогноза о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения.
3.8. При выявлении в результате обследования различных недопустимых дефектов производится определение объема и методов восстановительного ремонта резервуара с последующим контролем качества выполненных работ и гидравлическим испытанием. В случае экономической или технической нецелесообразности ремонта дается заключение об исключении резервуара из эксплуатации.
3.9. В случае отсутствия полного комплекта документации или обнаружения в процессе эксплуатации существенных дефектов в основном металле и сварных соединениях, недопустимых деформаций конструкций и т.п. частичные и полные обследования проводятся через более короткие периоды, устанавливаемые специализированной организацией (приложение 1).
3.10. В основу оценки технического состояния резервуаров положены представления о возможных отказах, имеющих следующие причины:
наличие в металле и сварных соединениях дефектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или эксплуатации, развитие которых может привести к разрушению элементов резервуара;
изменения геометрических размеров и формы элементов (в результате пластической деформации, коррозионного износа и т.п.) по отношению к первоначальным, вызывающие превышение действующих в металле 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 I-III-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 от 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, об интенсивности развития дефектов, о 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.
  1   2   3   4

Поделиться в соцсетях



Похожие:

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconРуководство по безопасности "Рекомендации по техническому диагностированию...
Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 марта 2016 г. N 136

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных...
Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 780

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб...
Сооружение промышленных предприятий", сниП 11. 03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПравила морской перевозки нефти и нефтепродуктов наливом на танкерах ммф рд 31. 11. 81. 36-81
Настоящие Правила распространяются на перевозку нефти и нефтепродуктов на наливных судах

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconИнструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти...
Инструкция устанавливает порядок учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconФедеральные нормы и правила
Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов (далее Правила) устанавливают требования, соблюдение которых направлено...

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconМетодические указания по проведению диагностирования технического...
В настоящих Методических указаниях изложены технические требования и рекомендации по проведению диагностирования технического состояния...

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconНормы пожарной безопасности
Пенообразователи для подслойного тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconДокумента
Гост р 52910-2008. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПриказ Минэнерго России от 01. 01. 1997 Приказ ао "ак "Транснефтепродукт" от 01. 01. 1997
Рд 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconИнструкция по диагностированию технического состояния резервуаров установок сжиженного газа
Инструкция предназначена для использования на предприятиях топливно-энергетического

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПриказ от 3 октября 1980 г. N 264 об утверждении положения о системе...
В целях совершенствования организации и повышения качества технического обслуживания и

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconИнструкция по подготовке пакета документов на поставку лекарственных...
В соответствии с п. 6 ч. 1 статьи 33 Федеральный закон от 05. 04. 2013 №44-фз «О контрактной системе в сфере закупок товаров, работ,...

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПромышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов*1
Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов*1 (далее Правила) устанавливают требования, соблюдение которых...

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПриказ от 19 июня 2003 г. N 231 об утверждении инструкции по контролю...
В целях установления единых требований по контролю качества нефтепродуктов в организациях и у индивидуальных предпринимателей, осуществляющих...

Рд 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов icon2. Система технического обслуживания, ремонта и реконструкции зданий и объектов
Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного...


Инструкция




При копировании материала укажите ссылку © 2000-2017
контакты
instryktsiya.ru
..На главную