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

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: