Определение технического состояния резервуаров. Ремонт и реконструкция резервуарных емкостей

метки: Резервуар, Поверка, Технический, Диагностик, Ремонт, Частичный, Выполнение, Организация

Тема 1. Определение технического состояния резервуаров (ОТС РВС) (4 часа)

1. Требования к ОТС резервуаров

Оценка технического состояния резервуара — это комплекс мероприятий, включающий техническую диагностику и определение срока безопасной эксплуатации элементов резервуара с дефектами и резервуара в целом. резервуар технический ремонт разрушение

Техническое диагностирование должно включать в себя следующие этапы:

• ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар и сбор информации о работе резервуара;
• анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по изготовлению, монтажу и ремонту;
• внешний осмотр всех конструкций резервуара с наружной стороны;
• выборочное измерение толщины всех поясов стенки, выступающих за стенку листов днища, настила крыши;
• измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;
• проверка состояния основания и отмостки.

Примечание: Возможно техническое диагностирование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если снаружи они закрыты теплоизоляцией. Качество подготовки поверхностей для контроля определяется требованиями применяемого метода контроля.

2. Виды планового технического диагностирования (ТД)

СТО-СА

Оценка технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и уровнях последующих обследований, либо о необходимости проведения ремонта или исключения резервуаров из эксплуатации включает два уровня проведения работ:

• частичное техническое диагностирование с наружной стороны (без выведения резервуара из эксплуатации);
• полное техническое диагностирование с выведением резервуара из эксплуатации, с его опорожнением, зачисткой и дегазацией.

Частичное техническое диагностирование должно проводиться в течение всего нормативного срока службы резервуара с периодичностью, зависящей от коррозионной активности хранимого продукта и режима эксплуатации резервуара (цикличности налива-слива), но не реже одного раза в 5 лет.

Первое частичное диагностирование должно проводиться в сроки:

• через 3 года после ввода в эксплуатацию для резервуаров 1 и 2 классов опасности;
• через 4 года — для резервуаров 3 класса опасности;
• через 5 лет — для резервуаров 4 класса опасности.

Полное техническое диагностирование должно проводиться не реже одного раза в 10 лет и включать в себя следующие этапы:

Техническая эксплуатация автомобилей

... При диагностировании применяются методы и средства, позволяющие по внешним признакам таким как: температуре, шуму, вибрации, расходу топлива и др. определять техническое состояние и ... технической эксплуатации автомобилей, обеспечивающей работоспособность автомобильного парка. Ее развитие и совершенствование диктуются интенсивностью развития самого автомобильного транспорта и его ролью в транспортном ...

• внешний осмотр всех конструкций резервуаров с внутренней стороны, в том числе осмотр понтона или плавающей крыши;
• анализ состояния понтона или плавающей крыши;
• контроль методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам внешнего осмотра.

При техническом диагностировании первоочередное внимание следует уделять:

• условиям эксплуатации, отличающимся от проектных;
• соответствию конструкций резервуара требованиям раздела 8 СТО-СА-03-002-2011 Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
• вертикальным стыкам и пересечениям швов на I — III поясах стенки (считая снизу);
• сварному шву и околошовной зоне соединения днища со стенкой;
• местам присоединения к стенке трубопроводов, особенно 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, и участкам конструкций, подвергнутым ремонту.

По результатам частичного или полного диагностирования должна быть произведена оценка технического состояния резервуара, с выдачей соответствующего заключения, в целях:

• установления возможности безопасной эксплуатации или вывода резервуара из эксплуатации;
• определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или после окончания нормативного срока службы;
• разработки прогноза о возможности и условиях эксплуатации сверх нормативного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.

3. Виды и периодичность проведения технической диагностики РД

Техническая диагностика резервуаров включает в себя:

• частичную техническую диагностику;
• полную техническую диагностику;
• контроль технического состояния.

Техническая диагностика подразделяется на очередную и внеочередную.

В период эксплуатации резервуара проводятся следующие виды технической диагностики:

• в случае выявления дефекта, требующего вывода резервуара в ремонт — полная техническая диагностика;
• в плановом порядке — полная, частичная техническая диагностика и контроль технического состояния.

Сроки проведения технической диагностики резервуаров.

Периодичность проведения технической диагностики эксплуатирующегося резервуара устанавливается в соответствии с таблицей

Таблица 1

Тип резервуара	Срок эксплуатации	Частичная техническая диагностика	Полная техническая диагностика
РВС (П, ПК,ПА)	До 20 лет	Один раз в пять лет после строительства, последней диагностики или ремонта	Один раз в 10 лет после последнего ремонта или через пять лет после частичной технической диагностики
РВС (П, ПК,ПА)	Более 20 лет	Один раз в четыре года после последней диагностики или ремонта	Один раз в восемь лет после последнего ремонта или через четыре года после частичной технической диагностики
ЖБР (ПК, ПА)	Более 20 лет	Один раз в пять лет после последней диагностики или ремонта	Один раз в 10 лет после последнего ремонта или через пять лет после частичного обследования

Периодичность проведения технической диагностики резервуаров определяется на основании установленного по результатам последней технической диагностики срока безопасной эксплуатации, и не должна превышать периода, указанного в таблице 1.

Контроль технического состояния выполняется:

• при продлении срока безопасной эксплуатации резервуаров согласно ОР-23.020.00-КТН-073-10;
• для конструкций купольных крыш из алюминиевых сплавов РВСПА в зимний и летний периоды эксплуатации резервуара по соответствующим программам на протяжении всего срока службы резервуара.

Контроль технического состояния РВСПА в зимний период проводится с целью определения снеговой и гололёдной нагрузок на купольные крыши и недопущения превышения предельных величин от суммарного воздействия указанных нагрузок.

В процессе контроля технического состояния РВСПА в зимний период проводится визуальный контроль в объёме, указанном в 6.2.3.9 настоящего документа и осмотр.

Контроль технического состояния РВСПА в летний период проводится с целью выявления возможных повреждений купольной крыши, произошедших в зимний период эксплуатации резервуара.

В ходе контроля технического состояния РВСПА в летний период должны быть выполнены следующие виды работ:

• визуальный контроль конструкций купольной крыши согласно 6.2.3.9 настоящего документа и осмотр;
• нивелирование узловых колпаков купольной крыши (см.

6.2.13 настоящего документа).

• Для однотипных резервуаров РВС (П, ПК, ПА) одного резервуарного парка, построенных после 2005 года, с применением полистовой технологии сборки, со сроком эксплуатации не более 20 лет, принимающих нефть одного класса:
• УЗК перекрестий сварных швов с первого по третий пояса при частичной технической диагностике всех резервуаров проводится без их зачистки от АКП (при соответствии антикоррозионного покрытия требованиям РД-19.100.00-КТН-299-09) в сроки, установленные в таблице 5.1.

Объем работ указан в разделе 6 (см. таблицу 6.1);

— полная техническая диагностика проводится с зачисткой от нефти на одном резервуаре-представителе в сроки, установленные в соответствии с таблицей 5.1. Резервуар-представитель выбирается по результатам частичной диагностики из резервуаров, на которых не обнаружены недопустимые дефекты согласно разделу настоящего документа, по следующим критериям:

• а) по максимальному отклонению образующей стенки от вертикали, наличию вмятин, выпучин;
• б) по максимальному количеству источников АЭ II класса;
• в) по максимальному снижению толщины стенки.

Резервуары, в которых по результатам частичной технической диагностики обнаружены недопустимые дефекты в соответствии с настоящего документа, выводятся из эксплуатации и подлежат проведению полной технической диагностики.

Если по результатам полной технической диагностики резервуара-представителя не требуется вывод резервуара в ремонт до очередной технической диагностики, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты согласно по результатам частичной диагностики, признаются годными к эксплуатации и для них устанавливается срок следующей технической диагностики согласно таблице 5.1.

При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все резервуары группы подлежат проведению полной технической диагностики.

Частичная техническая диагностика резервуара должна быть выполнена в год окончания срока безопасной эксплуатации резервуаров. С целью обеспечения нормативного коэффициента вывода резервуаров из эксплуатации допускается проведение полной технической диагностики резервуаров с отклонениями ± 1 год от срока, указанного в таблице 5.1. В случае проведения полного диагностического обследования резервуаров с отклонениями на 1 год позже срока, указанного в таблице 5.1, необходимо провести диагностирование резервуара в объёме частичной диагностики с оформлением заключения экспертизы по промышленной безопасности в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-073-10.

Проведение технической диагностики резервуаров типа РВСПА предусматривается при положительных температурах и при отсутствии снегового покрова.

Планирование проведения технической диагностики

Работы по диагностике резервуаров проводятся в соответствии с комплексной программой диагностического обследования в сроки, определенные планом-графиком выполнения работ по диагностике резервуаров. График на очередной планируемый год разрабатывается главным инженером РНУ, согласовывается отделом эксплуатации и ТТО ОСТ и утверждается главным инженером ОСТ с учетом сроков эксплуатации резервуаров, их технического состояния, сроков гарантированной безопасной эксплуатации, установленных по результатам проведенной ранее технической диагностики.

Резервуары, включаемые в проект плана-графика ОСТ выполнения работ по диагностике, должны быть включены в План проектно-изыскательских работ для разработки ТЭР по результатам частичной диагностики с целью планирования объемов ремонта и определения базовой стоимости работ по ремонту (реконструкции) резервуаров, а также для разработки ПСД на демонтаж временных ремонтных элементов.

Для резервуаров со сроком эксплуатации менее 20 лет, не имеющих дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 10 лет и резервуаров со сроком эксплуатации более 20 лет, не имеющих дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 8 лет ТЭР не разрабатывают и в план ПИР не включают.

Работы по внеочередной полной технической диагностике резервуаров проводятся:

• по результатам осмотра, выполняемого службой эксплуатирующей организации в соответствии с РД 153-39.4-078-01 (раздел 4);
• в случае возникновения аварии, аварийной утечки, аварийной ситуации на резервуаре или стихийных бедствий;
• в случае вывода резервуара в ремонт по результатам частичной технической диагностики;
• в случае выявления надзорными органами нарушений требований нормативных документов, при которых запрещается дальнейшая эксплуатация.

Если по результатам ТЭР резервуар со сроком эксплуатации более 20 лет подлежит замене, то полная техническая диагностика не проводится.

4. Требования к организациям, проводящим техническую диагностику

Работы по технической диагностике резервуаров выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом.

Диагностические организации должны иметь:

• нормативную и техническую документацию, в том числе утвержденные в установленном порядке методики, по которым проводятся работы по технической диагностике;
• средства измерений, средства контроля и оборудование, необходимые для выполнения в полном объеме работ, предусмотренных настоящим документом;
• необходимые средства и техническое оснащение, обеспечивающие доступ персонала к проведению работ по технической диагностике в любой точке резервуара;
• аттестованную на право выполнения соответствующих видов контроля согласно требований ПБ 03-372-00 и ОР-25.160.40-КТН-002-09 лабораторию неразрушающего контроля;
• обученных и аттестованных в соответствии с ПБ 03-440-02 и ОР-03.120.00-КТН-071-09 экспертов и специалистов;

— при выполнении работ по экспертизе промышленной безопасности — лицензию Ростехнадзора с индексом «Д» на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте и экспертов, прошедших аттестацию в соответствии с требованиями СДА-12-2009 [1], для которых работа в экспертной организации является основной, или другой разрешительный документ, предусмотренный действующим законодательством.

Средства измерений, используемые при проведении технической диагностики, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, иметь действующие отметки о поверке (калибровке) в соответствии РД-17.020.00-КТН-045-10.

Для измерения параметров сварных соединений и поверхностных дефектов следует применять исправные, поверенные и/или откалиброванные инструменты и средства измерений.

Перечень средств измерений, инструментов, оборудования и материалов, применяемых для выполнения диагностических работ, должен отвечать требованиям ОР-91.200.00-КТН-284-09 и видам диагностических работ.

При выполнении работ по технической диагностике резервуаров специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с ПБ 03-440-02 и ОР-03.120.00-КТН-071-09.

Оснащение лабораторий неразрушающего контроля должно соответствовать ОР-91.200.00-КТН-284-09.

Разрешающим документом при выполнении работ по технической диагностике резервуаров системы ОАО «АК «Транснефть», находящихся на территории других государств, является лицензия на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности или иной разрешительный документ, выданный в соответствии с требованиями законодательства конкретного государства.

Все остальные требования должны быть установлены в договоре на проведение технической диагностики.

Организации при проведении технической диагностики резервуаров должны опираться на нормативную базу, приведенную в разделе 2 настоящего документа.

5. Порядок и сроки разработки технического задания и программы выполнения работ

Техническая диагностика резервуаров выполняется в соответствии с утвержденным планом диагностики резервуаров ОСТ.

В срок до 1 декабря года, предшествующего технической диагностике, ОСТ разрабатывает и согласовывает с ОАО ЦТД «Диаскан» график заключения дополнительных соглашений к договору на выполнение работ по техническому диагностированию объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов по диагностике резервуаров и выдаче технических заданий на диагностику резервуаров ОСТ, оформленный в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09 (приложение К).

ТЗ на частичную и полную техническую диагностику резервуаров разрабатываются в соответствии с типовыми техническими заданиями на проведение технической диагностики резервуаров (ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, ТТЗ-23.020.00-ТНП-008-10, ТТЗ-23.020.00-КТН-009-10) отделом эксплуатации ОСТ, согласовываются главным инженером ОАО ЦТД «Диаскан» и утверждаются главным инженером ОСТ.

В случае назначения внеочередной технической диагностики резервуаров ОСТ в срок не позднее 30 дней до начала работ по технической диагностике разрабатывает ТЗ на проведение работ по технической диагностике резервуаров.

На основании ТЗ для каждого резервуара ДО, которая будет проводить техническую диагностику, разрабатывает программу выполнения работ по технической диагностике резервуара, которая утверждается главным инженером ОСТ в срок не позднее семи дней до начала работ по технической диагностике. Программы выполнения работ по технической диагностике резервуаров оформляются в соответствии с приложениями В — И.

6. Порядок и сроки подготовки резервуаров к проведению технической диагностики

Отдел эксплуатации ОСТ обеспечивает готовность резервуара к проведению технической диагностики в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09.

Допуск ДО к работам осуществляется в соответствии с ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

Готовность резервуара к проведению частичной диагностики, к первому и второму этапам полной диагностики оформляется соответствующими актами (см. ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложения Щ1, Щ4 и ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложения И, К), утверждёнными главным инженером РНУ. Утверждённые акты в течение одного дня должны быть направлены в ОАО ЦТД «Диаскан».

После оформления утвержденных главным инженером РНУ ОСТ актов контроля состояния наружного АКП и готовности внутреннего антикоррозионного покрытия (см. ОР-23.020.00-КТН-278-09 приложение И1, ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Г и ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение Щ3) ОАО ЦТД «Диаскан» не позднее пяти дней после поступления акта осуществляет контроль фактического соответствия наружного и внутреннего АКП утвержденному акту (с выездом на место производства работ и оформлением акта по форме согласно ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение И2 и ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Д).

7. Порядок и сроки проведения технической диагностики

Частичная техническая диагностика включает в себя:

• а) первый этап: выполнение частичной технической диагностики без вывода резервуара из эксплуатации, выдачу предварительного заключения по результатам диагностики в соответствии с требованиями ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, раздел 14;

б) второй этап:

• выполнение расчёта на прочность и устойчивость стенки резервуара;
• выполнение расчёта напряжённо-деформированного состояния конструкций резервуара с учетом локальных деформаций стенки (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, ребер и колец жесткости;
• заполнение ДО входных форм для ввода данных в информационно-аналитическую систему (далее — ИАС) «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных» согласно ОР-35.240.50-КТН-251-09;
• определение срока и условий безопасной эксплуатации конструкций резервуара с дефектами с указанием срока эксплуатации по каждому дефекту (в форме таблиц, содержащих перечень дефектов, подлежащих устранению для обеспечения безопасной эксплуатации резервуара на срок: 8 и 16 лет — для резервуаров со сроком эксплуатации 20 лет и более, 10 и 20 лет — для резервуаров со сроком эксплуатации менее 20 лет), элементу конструкции и резервуара в целом согласно РД_23.020.00_КТН_296-07, заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара, в виде отдельного файла (согласно ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Ж);

— выдача технического отчёта по результатам частичной технической диагностики резервуара с учётом результатов обследования фундамента в составе работ по частичной технической диагностике РВС в соответствии с РД-23.020.00-КТН-027-10 и отчёта с результатами проведенных расчётов и заключением о сроке и условиях безопасной эксплуатации резервуара.

Полная техническая диагностика включает в себя:

• первый этап: выполнение первого этапа технической диагностики без вывода резервуара из эксплуатации в соответствии с разделом 6 настоящего документа (см. таблицу 6.1) в объёме частичной технической диагностики без проведения АЭК днища, стенки и ультразвукового сканирования первого пояса;
• 100 % проведение УЗК сварных швов стенки резервуара и перекрестий, УЗК кольцевых швов трубопроводов систем подслойного пожаротушения, размыва донных отложений, зачистного трубопровода, системы компенсации.

Выдача предварительного отчёта. При наличии снаружи резервуара временных ремонтных элементов: расчёты на прочность и устойчивость стенки резервуара, расчеты напряжённо-деформированного состояния стенки с учетом локальных деформаций (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, рёбер и колец жёсткости производить согласно РД-23.020.00-КТН-296-07.

При наличии на внутренней поверхности стенки резервуара временных ремонтных элементов (бандажей, рёбер жёсткости), подлежащих демонтажу по результатам расчета НДС для обеспечения возможности монтажа понтона производится их демонтаж до проведения второго этапа полной технической диагностики. Ребра жесткости демонтируют вне зависимости от результатов расчетов.

Выполняется подготовка внутренней поверхности резервуара, удаление АКП при его несоответствии требованиям, указанным в РД-77.060.00-КТН-221-09.

Контроль соответствия сведений, отмеченных в акте готовности резервуара к проведению второго этапа полной технической диагностики (ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение Щ3), фактическому состоянию подготовки резервуара выполняется в течение пяти суток представителями ОАО ЦТД «Диаскан»;

— второй этап: выполнение технического диагностирования после вывода резервуара из эксплуатации, зачистки, дегазации и демонтажа, выявленных на первом этапе диагностики временных ремонтных элементов, не обеспечивающих (по результатам расчета НДС) выполнение критериев прочности и устойчивости стенки. Объем работ по технической диагностике указан в разделе 6 настоящего документа (см. таблицу 6.1).

По результатам первого и второго этапов производится:

• а) оформление технического отчета по результатам полной технической диагностики. Заполнение ДО входных форм данных в ИАС «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных». Вид и порядок заполнения входных форм данных ИАС приведены в ОР-35.240.50-КТН-251-09. В состав отчётов по результатам частичной и полной технической диагностик входит анализ дефектности основных металлоконструкций резервуара, выполняемый согласно ОР-23.020.00-КТН-278-09;

• б) оценка технического состояния конструкций резервуара с указанием срока эксплуатации по каждому дефекту, элементу конструкции и резервуару в целом в соответствии с РД-23.020.00-КТН-296-07, заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара в виде отдельного файла (согласно ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложение Н);

• в) выдача отчета ОТС по результатам полной технической диагностики;
• г) оформление заключения экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями приложения Л настоящего документа.

5.1.1 Сроки проведения технической диагностики резервуаров, предоставления технических отчетов и заключений о техническом состоянии резервуаров (после проведения полной технической диагностики) устанавливаются ОР-23.020.00-КТН-278-09 и ТЗ на проведение технической диагностики резервуаров.

8. Порядок оформления, согласования, хранения, архивирования отчетных материалов по технической диагностике

Порядок и сроки оформления, передачи и согласования отчетных материалов по технической диагностике должны быть определены в ТЗ на проведение технической диагностики в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09. Отчётные материалы по технической диагностике должны оформляться в соответствии с требованиями ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10; ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09; ТТЗ-23.020.00-ТНП-008-10; ТТЗ-23.020.00-КТН-009-10; РД 08-95-95, раздел 9 и приложения 3, 4.

При включении в состав технического отчета схем, рисунков, графических изображений конструктивных элементов резервуара необходимо использовать условные обозначения согласно РД-01.080.01-КТН-196-10.

При нумерации дефектов должна обеспечиваться их уникальность в пределах данного резервуара. При проведении очередных диагностик резервуаров должно обеспечиваться сохранение нумерации конструктивных элементов и дефектов. Обозначение и нумерация конструктивных элементов резервуаров принимаются согласно приложениям М и Н.

При обнаружении дефектов внутри резервуара составляются эскизы поверхности конструкций внутри резервуара.

При замене металлоконструкций или установке новых ремонтных листов, нумерация элементов резервуара производится в соответствии с приложениями М и Н. Нумерация вновь установленных ремонтных вставок и вновь выявленных дефектов продолжается. О замене металлоконструкций или установке ремонтных вставок производится запись в техническом отчёте.

Для определения местоположения дефектов для металлоконструкций резервуара (днище, стенка, крыша и понтон) указывается кратчайшее расстояние в миллиметрах от ближайших сварных швов до центра дефекта.

Определение местоположения дефектов трубопроводов, расположенных в пределах каре и на стенке резервуара, осуществляется следующим образом:

• указывается расстояние от ближайшего кольцевого сварного шва трубопровода;

— указывается угловое положение в градусах по ходу движения часовой стрелки от верхней образующей трубы. Для труб, имеющих продольные сварные швы, дополнительно на эскизе указывается расстояние в миллиметрах от продольного сварного шва до дефекта.

Отчёт по результатам технической диагностики подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем структурного подразделения, утверждается руководителем диагностической организации, проводившей техническую диагностику и руководителем генеральной подрядной организации (ОАО ЦТД «Диаскан»), заверяется печатью диагностической организации, проводившей техническую диагностику (при выполнении работ субподрядной организацией), прошивается с указанием количества сшитых страниц и передается заказчику в четырех экземплярах на бумажном носителе и три электронные копии.

Хранение документации должно производиться с учетом требований ГОСТ 2.501.

Отчёты по результатам технической диагностики хранятся на бумажных и электронных носителях в течение всего срока эксплуатации резервуара и не менее трёх лет после демонтажа резервуара. Хранение отчетов на бумажных и электронных носителях производится в:

• отделе эксплуатации ОСТ;
• ОЭН РНУ;
• НПС (ЛПДС);
• генеральной подрядной организации (ОАО ЦТД «Диаскан»);
• ДО, проводившей техническую диагностику.

Отчеты на электронных носителях, передаваемые в ОАО ЦТД «Диаскан», ОСТ, заносятся согласно ОР-35.240.50-КТН-251-09 в ИАС «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных», находящуюся в ОАО ЦТД «Диаскан».

После передачи отчетных материалов на архивное хранение выдача их любой другой организации, кроме проектных, экспертных, диагностических организаций, с которыми имеются договорные отношения с обязательством неразглашения конфиденциальной информации касательно конкретного резервуара и эксплуатирующей организации производится организацией, владельцем резервуара, на основании письменного разрешения ОАО «АК «Транснефть» или в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. На выданные архивные отчетные материалы заводится карта-заместитель отчета. Сторонним организациям отчеты по диагностике резервуаров выдаются по актам.

9. Требования к организации ТД, Требования к подрядным организациям, выполняющим техническую диагностику резервуаров

6.4.1Требования к подрядным организациям, проводящим техническую диагностику, определены в настоящем разделе, РД-03.120.10-КТН-038-07, РД-16.01-60.30.00-КТН-063-1-05.

6.4.2Работы по технической диагностике резервуаров выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом.

6.4.3Диагностические организации должны иметь:

?разрешение (лицензию, аккредитацию) на проведение работ по технической диагностике резервуаров, полученное в государственных уполномоченных органах Российской Федерации в установленном порядке.

?обученных и аттестованных в соответствии с ПБ 03-440-02 специалистов;

• ?нормативно-техническую документацию по технической диагностике;
• ?оборудование, применяемое при проведении технической диагностики, должно быть сертифицировано, аттестовано и поверено в установленном порядке;

• ?методики, по которым проводятся работы по технической диагностике, должны быть утверждены в установленном порядке;
• ?техническое оснащение, обеспечивающее доступ персонала для проведения работ по технической диагностике в любой точке резервуара;
• ?необходимые средства для выполнения работ по технической диагностике;

— ?лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности и экспертов, прошедших аттестацию в установленном порядке, для которых работа в экспертной организации является основной, при выполнении работ по экспертизе промышленной безопасности.

6.4.4 При выполнении работ по технической диагностике резервуаров специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с ПБ 03-440-02.

6.4.5Лаборатории неразрушающего контроля организаций, выполняющих работы по технической диагностике резервуаров, должны быть аттестованы в соответствии с порядком, определенным ПБ 03-372-00. Оснащение лабораторий неразрушающего контроля должно соответствовать требованиям РД-05.00-45.21.30-КТН-010-1-04.

Ответственность заказчика.

10. Характерные эксплуатационные дефекты и повреждения на стальных резервуарах, Выпучина или хлопун

Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II, п 1.22., с плавным переходом на днище резервуара.

Метод исправления

1.В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б диаметром 200-500 мм в зависимости от площади хлопуна и удобства подбивки грунтовой смеси В. В необходимых случаях вырезают дополнительное отверстие.

2.Пазуху засыпают грунтовой смесью В (супесчаный грунт, пропитанный битумом), уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой вручную.

3.Подгоняют круглую накладку Г диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара.

4.Сварку накладки с днищем выполняют по всему контуру, швом с катетом 4-5 мм.

Карта 2.9.?

Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II, п 1.22., сложной конфигурации или вытянутой формы в одном направлении с плавным переходом на днище резервуара.

Методы исправления

1.Выявляют границы дефектного участка А и намечают линию разреза Б.

2.По концам линии разреза вырезают круглые отверстия В диаметром не более 100 мм.

3.Разрезают (вырезают) полотнище днища по намеченной линии.

4.Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию. Максимальная высота хлопуна или выпучены должна быть не более 100 мм после поджатия.

5.Подгоняют по месту разреза полосовую накладку Г с нахлестом не менее 30-40 мм от краев разреза (выреза).

6.В случае нескольких разрезов, выходящих из одного отверстия, под него подводят подкладку Д толщиной не менее 5 мм.

7.Сварку закладки и подкладки осуществляют по всему контуру.

Коррозия внутренней поверхности первого пояса стенки резервуара на значительной длине зоны примыкания к днищу

Характер коррозии — группы раковин глубиной до 1,5-2 мм, переходящих в сплошные полосы, а также точечные углубления осповидного типа. Метод исправления

1.Дефектные места стенки заменяют последовательно отдельными участками.

2.Размечают границы участков А высотой более дефектной зоны на 100 мм и длиной до 3000 мм.

3.Вырезают дефектные места вначале у днища, а затем по границе участка на стенке.

4.Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку Б толщиной, равной толщине листа первого пояса стенки.

5.Накладки сваривают между собой встык, а со стенкой внахлестку.

6.Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара заливом воды до расчетного уровня.

Карта 3.24.

Замена стенки резервуара без разрушения днища и перекрытия

Метод исправления.

Ремонт стенки осуществляется при помощи специальных монтажных стоек, поддомкрачивающих стенку резервуара. Стойки устанавливают снаружи резервуара в количестве 8-10 штук в зависимости от объема резервуара и приваривают к листам верхнего пояса около ферм (балок перекрытия).

Допускается также замена стенки резервуара последовательными участками с перемещением монтажных стоек после подведения нового участка и его сварки.

Несколько вмятин на стенке резервуара

Метод исправления

1.Составляют карту вмятин и выбирают место постановки кольцевого элемента жесткости с наружной стороны резервуара.

2.В месте постановки кольца жесткости к стенке А приваривают консоли Б.

3.На консоли укладывают элементы свальцованного по радиусу резервуара кольца жесткости В и сваривают между собой.

4.Хлопуны и вмятины выправляют путем заполнения резервуара водой, в необходимых случаях дополнительно вытягивают домкратами, закрепленными с внешней стороны.

5.Кольцо жесткости приваривают к консолям, концы которых за пределы кольца обрезают.?

Одиночная вмятина А в верхних поясах стенки Б резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур

Резервуар не имеет понтона.

Метод исправления

1.В центре вмятины приваривают прерывистым швом круглую накладку В диаметром 120—150 мм из стали толщиной 5—6 мм с заранее приваренной серьгой Г из уголка.

2.К серьге прикрепляют трос диаметром 12—13 мм и при помощи лебедки или трактора вмятину выправляют.

3.С внутренней стороны резервуара в месте вмятины устанавливают горизонтальную жесткость Д (одну или несколько) из уголка, заранее завальцованного по радиусу стенки длиной более вмятины на 250—300 мм в каждую сторону.

4.Уголок приваривают прерывистым швом 4X100/300 мм.

5.После выправления тщательно осматривают металл вмятины. Если в последнем появились трещины, то весь лист заменяют по аналогии с требованиями карты № 55.

Одиночная вмятина А или выпучина Б в верхних поясах стенки В резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур

Метод исправления

1.С вогнутой стороны дефекта приваривают по вертикали накладку Г размером 150X150 мм и толщиной 5—6 мм с приваренными в центре шпильками Д с резьбой М22 — М26. Число накладок определяют по месту о зависимости от площади дефекта.

2.На шпильки надевают обрезок швеллера Е длиной более дефекта на 1000 мм.

3.С помощью гаек дефектное место выпрямляют и подтягивают к швеллеру. После исправления дефекта устанавливают контргайки.

4.В резервуарах с понтонами выпучины исправляют согласно пп. 1, 2 и 3 с дополнительной установкой и приваркой наружного горизонтального ребра жест-кости Ж. Число ребер устанавливают по месту. Все натяжные приспособления с внутренней стороны резервуара снимают.?

Отпотина А в сварном соединении, в основном листе В стенки или днища резервуара или цепочка пор В в сварном соединении

Метод исправления

1.Одиночную отпотину в стыковом соединении или основном листе высверливают и заваривают с двух сторон, в нахлесточном — вырубают (выплавляют) и заваривают.

2.Цепочку пор вырубают (выплавляют) более участка дефекта на 60 мм. Стыковые соединения сваривают с двух сторон, нахлесточные — с наружной стороны.

3.Герметичность отремонтированных участков проверяют вакуум-методом или керосином.

Примечание. Исправлять дефекты можно с применением эпоксидных составов в соответствии с требованиями пункта 7 Руководства и технологических карт.

Метод исправления

1.Устанавливают границы вмятин торовой части.

2.Подгоняют внахлестку накладку с закругленными углами толщиной, равной толщине металла торовой части.

3.В средней части накладки сверлят отверстие диаметром 8— 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта.

4.Накладку по наружному контуру сваривают с кровлей.

5.По окончании работ в отверстие устанавливают болт.

11. Типовая и индивидуальная программа плановых ТД, Типовая программа полного технического диагностирования резервуара

Полное обследование резервуара предусматривает выполнение следующих работ:

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

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

Заключение экспертов о состоянии резервуаров.

Неплановые ТД, их содержание.

Работы по внеочередной полной технической диагностике резервуаров проводятся:

• по результатам осмотра, выполняемого службой эксплуатирующей организации в соответствии с РД 153-39.4-078-01 (раздел 4);
• в случае возникновения аварии, аварийной утечки, аварийной ситуации на резервуаре или стихийных бедствий;
• в случае вывода резервуара в ремонт по результатам частичной технической диагностики;
• в случае выявления надзорными органами нарушений требований нормативных документов, при которых запрещается дальнейшая эксплуатация.

В случае назначения внеочередной технической диагностики резервуаров ОСТ в срок не позднее 30 дней до начала работ по технической диагностике разрабатывает ТЗ на проведение работ по технической диагностике резервуаров.

Кроме того внеочередное полное обследование резервуара проводится, если по результатам частичного диагностического обследования выявлены недопустимые дефекты и резервуар выводится из эксплуатации для проведения ремонта. Результаты частичного обследования учитываются при проведении полного диагностического обследования.

Тема 2. Ремонт и реконструкция резервуарных емкостей (6 часов)

1. Порядок определения целесообразности ремонта резервуаров

Исходными данными для определения стоимости и целесообразности выполнения ремонта резервуара является отчет по частичной технической диагностике, в котором указаны сроки устранения обнаруженных дефектов резервуара.

На основании вышеперечисленных исходных данных после проведения частичной технической диагностики выполняется технико-экономическое обоснование стоимости и целесообразности ремонта или замены резервуара в соответствии с Разделом 11 РД-23.020.00-КТН-283-09 Правила технической диагностики резервуаров. По результатам технико-экономического обоснования определяются объемы ремонта и базовая стоимость работ по ремонту (реконструкции) или замене резервуара.

Разработка задания на проектирование для разработки проектно-сметной документации на ремонт (реконструкцию) резервуара осуществляется на основе отчета по оценке технического состояния по результатам полной технической диагностики.

При превышении проектной стоимости ремонта (реконструкции) или замены резервуара значения, указанного в технико-экономическом обосновании, стоимость выполнения ремонта подлежит согласованию с ОАО «АК «Транснефть».

2. Виды ремонтов

Основание для проектирования ремонтных работ.

Критерий выбора метода ремонтных работ

Критерии признания конструкции с дефектом подлежащей ремонту приведены в РД-23.020.00-КТН-296-07 «Руководство по оценке технического состояния резервуаров».

Дефекты вертикальных стальных резервуаров классифицируются следующим образом:

• дефекты сварных швов;
• потеря металла конструкций резервуара;
• нарушения геометрической формы элементов резервуара, превышающие допустимые согласно РД-16.01-60.30.00-КТН-063-1-05 Правила технической диагностики резервуаров;
• непроектные и недопустимые конструктивные элементы;
• дефекты основания и фундамента.

Ремонт резервуарных металлоконструкций выполняется одним из следующих методов:

• ремонт поверхностных локальных повреждений металла методом заварки (наплавки) и/или шлифовки;
• ремонт методом частичной или полной замены элементов металлоконструкций;
• обеспечение устойчивости стенки установкой понтона, колец жесткости, центральной опорной стойки;
• обеспечение проектного положения резервуара путем его подъема.

Поверхностные дефекты сварных соединений и основного металла конструкций резервуара не уменьшающие толщину элемента ниже проектной, подлежат зачистке (шлифовке), иначе выполняется шлифовка и наплавка.

Ремонт поверхностных локальных дефектов глубиной не более 0,5 t, при площади одного дефектного участка не более 100 см ² (0, 01 м² ) и суммарной площади дефектных участков, приходящихся на один лист (элемент) конструкции не более 10 % его площади, осуществляется наплавкой.

Ремонт сварных швов выполняется методом шлифовки и наплавки (за исключением швов с трещинами).

Ремонт дефектов сварных швов и локальных потерь металла методом наплавки следует выполнять в соответствии с требованиями РД-25.160.10-КТН-050-06 “Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров», типовые технологические карты на ремонт приведены в приложении Е.

Ремонт дефектных конструкций с размерами дефектов, превышающими указанные значения, выполняется методом замены металлоконструкций.

Критерии выбора метода ремонта приведены в таблице 5.1.

При ремонте вертикальных стальных резервуаров методом замены металлоконструкций применяется:

• выборочный ремонт дефектов на отдельных элементах резервуара;
• замена отдельных элементов резервуара;
• замена конструкций резервуара.

Ремонт методом замены отдельных элементов и конструкций резервуара выполняется только при экономической нецелесообразности, определяемой при разработке ТЭО, выполнения выборочного ремонта (замены участков элементов).

Выборочный ремонт дефектов на отдельных элементах и конструкциях резервуара выполняется заменой дефектного участка отдельного элемента конструкции резервуара.

Все трещины независимо от расположения устраняются методом замены дефектного участка.

Заменяемый участок конструкции должен быть больше границ:

• коррозионного и механического повреждения на 50 мм со всех сторон;
• трещины на стенке и окрайке на 250 мм в обе стороны от границ трещины;
• трещины на других конструкциях на 100 мм в обе стороны от границ трещины.

Размер заменяемого участка стенки с отклонениями образующих от вертикали определяется по результатам измерения отклонений образующих с шагом в 1 метр и равен минимальному размеру листа между образующими с нормативными отклонениями. Определение размеров заменяемого участка выполняется для каждого пояса стенки.

При превышении размера участка, подлежащего замене, размера ремонтируемого элемента, данный элемент заменяется полностью.

Замена отдельных элементов конструкций резервуара включает частичную замену листов днища, окраек днища, стенки, кровли, центральной части понтона (плавающей крыши, замену элементов коробов понтона (плавающей крыши) и выполняется при экономической нецелесообразности выполнения ремонта методом замены участка элемента.

Замена конструкций резервуара, включает полную замену днища, окраек днища, кровли, несущих конструкций кровли, центральной части понтона (плавающей крыши) и выполняется при экономической нецелесообразности, определяемой при разработке ТЭО, выполнения ремонта методом замены элемента конструкции или нанесением антикоррозионного покрытия (для днища и стенки) согласно РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 (покрытия выбирать преимущественно отечественных производителей).

При замене первого пояса стенки резервуара необходимо производить нанесение антикоррозионного покрытия в соответствии с РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 “Правила антикоррозионной защиты резервуаров” (покрытия выбирать преимущественно отечественных производителей).

Замена первого пояса стенки и части низа первого пояса стенки резервуара, имеющей коррозионные дефекты, высотой не менее 500 мм производится совместно с окрайкой днища резервуара.

Таблица 5.1 — Методы ремонта конструкций резервуара и критерии их выбора

Материалы, механизмы, оборудование для ремонтных работ

Качество и марки сталей, применяемых при ремонте резервуаров, должны отвечать требованиям ПБ 03-605-03 и РД-25.160.10-КТН-050-06.

Листовая сталь должна быть толщиной от 4 до 50 мм, шириной от 1500 до 3000 мм, длиной от 6000 до 12000 мм с обрезными кромками.

По точности изготовления листовой прокат должен применяться следующих классов согласно ПБ 03-605-03(???):

• по толщине: ВТ — высокая, АТ — повышенная;
• по ширине: АШ — повышенная, БШ — нормальная;
• по плоскостности: ПО — особо высокая, ПВ — высокая.

Листовой прокат по качеству поверхности должен соответствовать требованиям ГОСТ 5520, ГОСТ 14637. Поверхность листового проката должна быть очищена от легкоотслаивающейся окалины.

Листовая сталь должна поставляться партиями после горячей прокатки, термической обработки (нормализации, закалки с отпуском), после контролируемой прокатки. Партию составляют листы одной марки стали, одной плавки — ковша, одной толщины, изготовленные по одинаковой технологии (включая один режим термической или упрочняющей обработки).

Масса партии проката, поставляемая по ГОСТ 19281 и иным техническим условиям не должна превышать 60 т, а по ГОСТ 14637 не должна превышать 120 т.

Каждую партию проката сопровождают документом о качестве по ГОСТ 7566, где должны быть учтены дополнительные требования:

• листовой прокат для основных конструкций должен подвергаться ультразвуковому контролю сплошности в объеме 100 % листов партии, вид сканирования сплошное. Требуемый класс сплошности 0 (допускается по заявке Заказчика применять сталь с классом сплошности 1);
• сталь должна поставляться с симметричным расположением допуска по толщине либо с несимметричным расположением поля допуска по толщине, но имеющим постоянное предельное нижнее отклонение, равное 0,3 мм;
• серповидность должна быть пониженной и на базе 1 м не должна превышать 2 мм;
• требования к ударной вязкости должны удовлетворять РД-23.020.00-КТН-079-09, РД-25.160.10-КТН-050-06.

При проектировании ремонта резервуара для основных конструкций подгруппы А и Б применяются только спокойные стали по ГОСТ 27772 (для низкоуглеродистых сталей — по ГОСТ 14637, для низколегированных сталей — по ГОСТ 19281), для вспомогательных конструкций допускается применение полуспокойных сталей.

При разработке ПСД на замену элементов резервуара (в т.ч. стенки) следует использовать сталь аналогичного класса прочности, что и сталь, указанная в проекте. При невозможности применения стали аналогичного класса прочности (например, С235 Ст3кп), используется сталь с большим классом прочности (например, С255 Ст3сп и Ст3).

Не допускается использование стали 16Г2АФ. Вместо стали 16Г2АФ, при замене листов стенки и окрайки в соответствии с п.3.3.7 РД-25.160.10-КТН-050-06, применяются стали аналогичного класса прочности, обладающие улучшенной свариваемостью (С440ПЛ, 10Г2ФБ), технология сварки при ремонте приведена в разделах 3.3 и 3.4 РД-25.160.10-КТН-050-06.

Сварочные материалы, оборудование, а также требования к технологии и оборудованию сварки следует принимать в соответствии с РД-25.160.10-КТН-050-06.

При проведении ремонтных работ технические средства, материалы и приспособления применяются в соответствии с ППР. Расчет и проектирование технических средств и приспособлений применяемых для ремонта резервуаров производится при разработке ППР в соответствии с ОСТ 36-128.

Для ремонта резервуара следует применять технические средства, обеспечивающие экономичность проведения работ, выпускаемые серийно, имеющие заводскую маркировку, паспорт (ТУ), разрешение Ростехнадзора на изготовление и применение и сертификат соответствия или изготовленные в соответствии с разделом «Монтажные приспособления» ППР.

Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки, устанавливаемые инструкциями и ведомственными документами Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России. Сроки, даты проверки, допустимые нагрузки, грузоподъемность указываются на регистрационных табличках, установленных на соответствующем оборудовании и механизмах. Работы по подъему, перемещению грузов должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.009 и ГОСТ 12.3.020.

Измерительный инструмент и приборы, должны иметь метрологическую аттестацию и поверяться в сроки, определенные Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Шаблоны следует изготавливать с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке — 1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м и припусков на обработку — плюс 1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм.

Оборудование для неразрушающего контроля должно быть сертифицировано и поверено в установленном порядке.

Складировать элементы конструкции резервуаров в зоне монтажа необходимо на заранее подготовленной площадке, с учётом очередности последующей их подачи на монтаж (СНиП 12-03).

Выбор материалов болтов и гаек для вспомогательных конструкций следует осуществлять по ГОСТ 1050-88*, фундаментных болтов — по ГОСТ 24379.0, ГОСТ 24379.1.

Выбор антикоррозионного покрытия для внутренних и наружных поверхностей резервуаров, требования к подготовке поверхностей, а также требования к нанесению покрытия и контролю качества, осуществляется согласно РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 (покрытия выбирать преимущественно отечественных производителей).

3. Ремонт (реконструкция) оснований и фундаментов. Методы, варианты размещения резервуаров. Реконструкция искусственных оснований

Виды и причины осадки оснований резервуаров

В период эксплуатации РBC на них через определенные промежутки времени проводят средний или капитальный ремонта. При этом, как правило, основной объем ремонтных работ приходится на основание или фундамент, т.к. с первых же дней ввода резервуара в эксплуатацию начинает проявляться осадка его основания или фундамента. Форма проявления её разнообразная: равномерная, в виде крена, периферийная, неравномерная по наружному контуру окрайки днища резервуара, в виде местных просадок под днищем.