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).