Geum.ru

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Вид материалаДокументы

Содержание


1.4. Оформление технических заключений по результатам обследования
2. Указания по оценке технического состояния резервуаров
Таблица 2.1 Предельная минимальная толщина листа по поясам, мм
Таблица 2.2 Допускаемые отклонения стенки старых резервуаров полистовой сборки от вертикали, мм
2.2. Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов
3. Ремонт металлических резервуаров
Подобный материал:
1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   25

1.4. Оформление технических заключений по результатам обследования


1.4.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение, которое должно включать следующие данные:


место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки;


наименование организации, выполняющей проверку, фамилии, должность исполнителей;


краткую техническую характеристику с обязательным указанием полных данных примененного при строительстве резервуара материала, режим эксплуатации и вид хранимого продукта;


проектные и фактические толщины листов кровли, стенки, понтона и днища резервуара;


виды аварий, число проведенных ремонтов и их краткое описание;


результаты внешнего осмотра и измерений;


расчет кольцевых напряжений, исходя из фактических толщин листов корпуса;


результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений;


результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;


результаты механических испытаний, химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случаях их проведения);


выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии, которые должны содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов или резервуара в целом;


заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации.


1.4.2. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии, затем утверждается главным инженером предприятия, в ведении которого находится служба дефектоскопии.


1.4.3. В заключении должны приводиться результаты оценки ремонтопригодности резервуара, определяться условия его дальнейшей эксплуатации и предложения по выполнению ремонтных работ.


1.4.4. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа.


2. УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1. Оценка состояния основных элементов резервуаров


2.1.1. При определении технического состояния резервуаров необходимо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров, приведенными в #M12293 0 1200003925 1144262518 4294960680 4186365286 4294967268 236601640 1442103387 3930376667 4316578Руководстве по обследованию и дефектоскопии#S (прил.1, п.40).


2.1.2. Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих данных:


поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара;


фактических толщин листов поясов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщины листов стенки резервуара ниже предельно допустимой минимальной толщины, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта;


результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений;


результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должны соответствовать указаниям проекта, требованиям стандартов и технических условий;


результатов контроля состояния оснований резервуаров.


2.1.4. Минимальные толщины отдельных листов стенки резервуара, изготовленного из стали марки ВСТ3, 097Г2С, по измерениям в наиболее корродированных местах не должны быть меньше указанных в табл.2.1.


Таблица 2.1

Предельная минимальная толщина листа по поясам, мм


#G0Вместимость резервуара, м

Марка стали

Номер пояса







1
2
3
4
5
6
7
8

100
ВСТ3

2
2
1,5
1,5












200



2
2
1,5
1,5












400



2,5
2
1,5
1,5












700



3
2,5
2
2
1,5
1,5






1000
ВСТ3
3,5
3
2,5
2
2
2
-
-




09Г2С
3,2
2,4
2,4
2
2
2
-
-

2000
ВСТ3
5,5
5
4
3,5
3
3
2
2




09Г2С
4,3
4,2
3,8
3,2
2,8
2
2
2

3000
ВСТ3
7,5
6
5
4
3,5
2,5
2
2




09Г2С
5,2
4,8
4,5
3,8
3,4
2,5
2
2

5000
ВСТ3
7,8
6,8
5,9
4,8
3,8
2,7
2
2




09Г2С
6
5,3
4,5
3,9
3,5
3
2,5
2,5

10000
ВСТ3
10,5
10
8,5
7
5,5
4
3
3




09Г2С
9
8
7
6
4,8
4
4
4

20000
09Г2С
12
11
10
9
8
7
7
7



2.1.5. Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50% от проектной величины.


2.1.6. Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, балок, связей), а также окраек днища не должен превышать 30% от проектной величины.


2.1.7. Предельно допустимый износ листов понтона и плавающей крыши по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50% от проектной величины для центральной части, а для короба - 30%.


2.1.8. В процессе эксплуатации изменение геометрической формы чаще всего происходит из-за неравномерной просадки днища, под действием вакуума, переполнения, вибраций, а также некачественной подготовки основания. Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в табл.1.6.3. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации 15-20 лет и более, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых.


2.1.9. Предельные отклонения для старых резервуаров полистовой сборки с учетом телескопичности поясов не должны превышать значений, указанных в табл.2.2.


Таблица 2.2

Допускаемые отклонения стенки старых резервуаров полистовой сборки

от вертикали, мм


#G0Вместимость резервуаров, м

Направление отклонения

Номер пояса







1
2
3
4
5
6
7
8

2000-5000
Вовнутрь
20
75
90
120
150
180
210
240




В наружную сторону
10
15
20
25
30
40
50
60

700-1000
Вовнутрь
20
75
90
120
150
180
-
-




В наружную сторону
10
15
20
25
30
40
-
-

300-400
Вовнутрь
20
75
90
120
150
-
-
-




В наружную сторону
10
15
20
25
30
-
-
-

100-200
Вовнутрь
20
25
90
120
-
-
-
-




В наружную сторону
10
15
90*
25
-
-
-
-

______________

* Соответствует оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".


Примечания: 1. Приведенные в таблице отклонения включают телескопичность корпуса.


2. Указанным в табл.2.2 отклонениям должны удовлетворять данные 75% проведенных измерений по образующим. Для остальных 25% образующих допускаются отклонения на 50% больше с учетом их местного характера. Измерения проводить при наполненных до расчетного уровня резервуарах.


2.1.10. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в табл.1.6.3, 2.2 и п.2.1.8, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы. Вывод таких резервуаров из эксплуатации приурочить к очередному среднему ремонту.


2.1.11. Допустимые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей, для новых резервуаров приведены в табл.1.6.4, а для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допускаются отклонения на 30% большие, чем для новых.


2.1.12. Высота хлопунов днища нового резервуара не должна превышать 150 мм (при площади 2 м). Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допускается высота хлопунов 200 мм (при площади 3 м). При большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению.


2.1.13. Отклонения от горизонтальности наружного контура днища нового резервуара не должны превышать величин, указанных в табл.1.6.2. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более четырех лет, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых. При наличии отклонений днища, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.


2.2. Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов


2.2.1. Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.


2.2.2. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.


2.2.3. Все выявленные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон корпуса и другое, должны быть сравнены с допускаемыми по действующим СНиП, стандартам и настоящими указаниями.


2.2.4. В случае выявления недопустимых отклонений от установленных СНиП, стандартами, ТУ и настоящими указаниями резервуар подлежит выводу из эксплуатации.


2.2.5. Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.


2.2.6. Метод ремонта назначается в соответствии с картами исправлений дефектов, указанных в Руководстве по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов настоящих Правил.


2.2.7. При большом объеме работ из-за износа металлоконструкций, требующих смены листов стенки, днища, кровли, несущих покрытий, переварки нескольких поясов стенки и др., целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.


2.2.8. Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров - неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу.


2.2.9. Списание находящихся в эксплуатации резервуаров проводится в порядке, установленном Министерством нефтяной промышленности и Госкомнефтепродуктом СССР при списании основных средств (фондов).


3. РЕМОНТ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Обобщение случаев нарушения прочности, герметичности и изменения формы

резервуаров и отдельных конструктивных элементов


3.1.1. Нарушения прочности и герметичности в резервуарах в большинстве случаев вызываются совокупностью различных неблагоприятных воздействий на конструкции.


3.1.2. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:


а) трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);


б) трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);


в) трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;


г) выпучины, вмятины и складки на днище;


д) трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).


Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;


е) непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;


ж) негерметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;


з) изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;


и) коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;


к) значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;


л) отрыв центральной стойки от днища резервуара;


м) отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;


и) затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;


о) повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;


п) обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;


р) деформация днища по периметру резервуара;


с) значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания;


т) потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем у горизонтальных резервуаров, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм;


у) осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.


3.1.3. Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых - амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушение технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы, нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.


Устранение дефектов и ремонт резервуаров - ответственные операции, определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.