Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

17 страниц

Купить И3-94 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Инструкция устанавливает порядок проведения диагностирования технического состояния наземных и подземных резервуаров для хранения сжиженных углеводородов объемом до 200 м3; инструкция не распространяется на сосуды для транспортировки углеводородов, а также на сферические и изометрические резервуары. Инструкция предназначена для использования на предприятиях топливно-энергетического комплекса, а также на предприятиях других отраслей, эксплуатирующих установки сжиженного газа.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Порядок диагностирования технического состояния резервуаров, выработавших установленный ресурс

3 Порядок выдачи заключения по продлению ресурса безопасной эксплуатации резервуаров

4 Техника безопасности при проведении диагностирования

5 Перечень использованных источников

Приложения

Показать даты введения Admin

Страница 1

СОГЛАСОВАНО Заместитель начальника Управления по котлонад-

надэору за подъемными ШИЯМИ ГОСГОРТЕХНАДЗОР^

Н.А.ХАПОНЕН

1994 р.

УТВЕРЖДАЮ Первый заместитель начальника Главного управления промышленно безопасности и охраны труда Минтопэнерго России

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ УСТАНОВОК СЖИЖЕННОГО ГАЗА

ИЗ-94

РАЗРАБОТЧИКИ :

Директор ЦЕНТР

к.т.н.

Г|( "~ХИМ-

\ V4 МАШ

Начальник отделаХ/^пГ^' прочности

Начальник лаборатории конструктивной прочное Н1ЖИШАШ,к.т.н.

Ведущий научный сотрудник П Г НИИХИШАШ, к.т.н.    /    /

Р.Г.Маннапов

Москва- 1994 г.

Страница 2

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. Настоящая инструкция устанавливает порядок проведения диагностирования технического состояния (далее-диагностирование)надземных и подземных резервуаров для хранения сжиженных углеводородов объемом до 200 м3( далее-резервуаров); инструкция не распространяется на сосуды для транспортировки углеводородов, а также на сферические и изотермические резервуары.

Инструкция предназначена для использования на предприятиях топливно-энергетического комплекса, а также на предгтриятиях других отраслей эксплуатирующих установки сжиженного газа.

1.2. Инструкция разработана в развитие согласованной Госгортехнадзором России "Методики диагностирования технического состояния сосудоЕ и аппаратов, отслуживших установленные сроки службы на предприятиях Минтопэнерго",и содержит дополнительные требования, учитывающие особен ности конструкции и условий эксплуатации сосудов для хранения сжиженны углеводородов. Инструкция учитывает требования "Правил устройства и бе зопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденных Госгортехнадзором, а также требования "Инструкции по техническому осви детельствованию подземных резервуаров установок сжиженного газа",утвержденной ВО "Росстройгазификация ".

1.3.    Под диагностированием резервуаров следует понимать проведение комплекса технических мероприятий ( по неразрушающему контролю,исследованию коррозионного состояния, анализу прочности и др.),которые позволяют определить соответствие резервуаров требованиям действующей в России нормативно-технической документации по сосудам давления, направленным на обеспечение безопасности их эксплуатации.

1.4.    Инструкция распространяется на резервуары, изготовленные из сталей, применение которых для сосудов давления предусмотрено 0СТ2&--291-87 ( или их зарубежных аналогов ), работающие как в непрерывном, так и при циклическом режимах нагружения .

1.5.    Инструкция обязательна для выполнения как при определении необ ходимости диагностирования , так и при его проведении.

1.6.    Диагностирование резервуаров проводится в следующих случаях:

-    после аварий ;

-    после ремонтно-восстановительных работ с применением сварки;

-    в случае выявления нарушения установленных регламентом условий эксплуатации ;

-    после исчерпания расчетного срока службы резервуара х

х При отсутствии в паспорте сосуда указаний о расчетном сроке службы его величина устанавливается в соответствии с п. 1.8.

Страница 3

- 3 -

1.7.    В соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуа тации сосудов, работающих под давлением " срок службы резервуаров должен быть указан в паспорте сосуда. Для резервуаров непрервывного нагру женил срок службы должен быть определен предприятием-изготовителем в виде количества лет эксплуатации. Для резервуаров периодического нагру нения срок службы определяется в циклах нагрукения за весь период эксплуатации.

1.8.    При отсутствии в паспорте расчетного срока эксплуатации резервуара как непрерывного , так и периодического нагружения он принимается равным:

а) наземные резервуары - 35 лет;

В) подземные резервуары объемом 2,5 и 4,2 м ,предназначенные дл. хранения углеводородов на предприятиях жилищно-коммунального хозяйства - 35 лет:

&) подземные резурвуары ( за исключением указанных в п.Б)-20лет

1.9.    Если число циклов нагружения резервуара, работающего в условиях воздействия циклических нагрузок, превысило расчетное допускаемое число циклов ранее, чем указано в п. 1.8., то резервуар также считается исчерпавшим расчетный срок службы.

1.10. В случаях, предусмотренных п.п. 1.8. и 1.9. дальнейшая эксплуатация резервуара возможна только после проведения диагностирования определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации.

1.11.    Долговечность резервуара.

1.11.1.    Под долговечностью следует понимать свойство резервуара сохранять работоспособность до наступления такого состояния, когда фактические коэффициенты запаса прочности несущих элементов сосуда становятся ниже нормативных значений.

1.11.2.    Основными элементами резервуаров, определяющими долговечность являются :

-    узел приварки горловины люка к корпусу ;

-    места приварки штуцеров, опор и др. элементов ;

-    сварные швы приварки обечайки к днищам и места пересечений сварных швов ;

-    нижняя часть обечайки и днищ, которые наиболее подвержены коррозии по условиям аэрации.

Причиной снижения долговечности может быть нарушение условий эксплуатации , наличие дефектов изготовления или монтажа ( вмятин, смещений кромок и др.), а также коррозия основных несущих элементов резервуара.

1.12.    В случае выработки резервуаром срока службы, указанного в п.п. 1.8. и 1.9. предприятие -владелец организует его диагностирование силами специализированных организаций (предприятий ), имеющих лицензии органов Госгортехнадзора на проведение работ по диагностированию и выдачу заключения о возможности безопасной эксплуатации.

Страница 4

- 4 -

сосудов давления.

Порядок проведения диагностирования и вьщачи заключений изложен в разделах настоящей Инструкции.

2. порядок диагностирования технического состояния

РЕЗЕРВУАРОВ, ВЫРАБОТАВШИХ УСТАНОВЛЕННЫЙ РЕСУРС

2.1.    Работы по диагностированию резервуаров должны носить комплексный характер и в общем случае включают :

а) .Анализ технической документации на резервуар.

б) .Внешний и внутренний осмотр резервуара и измерения .

в) .Неразрушающий контроль сварных соединений.

г) .Толщинометрию несущих элементов резервуара .

д) .Исследование коррозионного состояния резервуара.

е) .Определение механических характеристик, химического состава и

структуры металла резервуара .

ж) .Исследование прочности резервуара.

з) .Проведение гидравлических испытаний х.

2.2.    Анализ технической документации на резервуар предусматривает получение следующей информации :

-    о наличии паспорта и правильности его заполнения ;

-    сведения об изготовлении и монтаже резервуара, в т.ч. названия завода-изготовлителя, даты изготовления и ввода в эксплуатацию;

-    основных технических данных резервуара ( диаметр, толщина несущих элементов, объем и др. );

-    сведений о металле резервуара ( марка стали, химсостав,механические свойства и др.);

-    данных о проведенных ремонтах ( когда , по какой причине проводились , характеристика дефектов и способов их устранения );

-    сведения о режиме работы резервуара в процессе эксплуатации, в

том числе о фактической наработке сосуда в часах или циклах нагружения ( для резервуаров периодического нагружения ). Результаты анализа технической документации учитываются при определении объема и вида диагностических работ.

2.3.    Внешний и внутренний осмотр.

2.3.1. Внешний внутренний осмотр проводятся для выявления

Работы по п.п.а)*д), а также ж) и з) являются обязательными ; работы по п.е) могут проводиться дополнительно к основным работам при технической необходимости ( например, при составлении паспорта сосуда в случае его отсутствия у владельца резервуара ).

Страница 5

дефектов, которые могли возникнуть при изготовлении резервуара, а также при транспортировке,монтаже и эксплуатации^ т.ч. местные деформации, вмятины, выпучины. При осмотре производится качественная оценка коррозионного состояния сосуда.

При осмотре необходимо руководствоваться требованиями п.п. 4*5,7; 4.5.8.; 4.5.9.; 6.3.6. и 6.3.16 " Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ".

2.3.2.    Осмотру подлежат все сварные соединения сосудов и их элементов с целью выявления в них следующих дефектов :

-    трещин всех видов и направлений ;

-    свищей и пористости поверхности швов ;

-    подрезов, наплывов, прожогов, незаплавленных кратеров ;

-    смещений и уводов кромок стыкуемых элементов свыше норм, предусмотренных Правилами и ОСТ 26-291-87 ;

-    несоответствия форм и размеров швов требованиям технической документации.

2.3.3.    Особое внимание следует обратить на состояние сварных соединений в зонах концентрации напряжений ( в местах приварки горловины люка и штуцеров к корпусу, в зонах сопряжения обечайки с днищами в местах приварки опор и внутренних устройств ) , а также в зонах проведенного ранее ремонта.

2.3.4.    Результаты осмотра оформляются в виде акта, подписываемого представителями организации, проводящей диагностирование ,и предприятия-владельца сосуда; акт утверждается руководителем организации, проводящей диагностирование ( Приложение I ).

2.3.5.    В сосудах объемом 50 м3 и выше при внутреннем осмотре производится определение овальности. Измерения внутреннего диаметра обечайки проводятся в 5 сечениях : в среднем сечении, в зонах приварки днищ к обечайке и в сечениях, расположенных между первыми двумя сечениями. В каждом сечении производится 4 измерения диаметров :вертикального, горизонтального и 2-х диаметров под углом 45°

к двум первым. Овальность ( в % ) вычисляется по формуле :

(X — ^    tnay    ^ JQQ

где и- соответственно максимальный и минимальный внутренние диаметры, измеренные в одном сечении.

Овальность не должна превышать I %.

При овальности более 1% возможность и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара определяется организацией, проводяще диагностирование, в соответствии с пунктом Д.9.

Страница 6

- 6 -

2.4. Толщинометрия стенок резервуара

2.4.1.    Измерение толщин стенок несущих элементов резервуара производится методом ультразвуковой толщинометрии ( УЗТ).

Для измерений могут быть использованы отечественные или зарубежные приборы, соответствующие требованиям ГОСТ 25863-83 ( например,типа УТ-92П,УТ-93П, толщиномеры ДО12 и ДМ3 фирмы "Крауткремер и др.).

2.4.2.    Толщинометрия наземных резервуаров.

2.4.2.1.    Толщинометрия наземных резервуаров проводится с наружной или внутренней поверхности сосуда. Измерения осуществляются по 4-м образующим обечайки и патрубка и по 4-м радиусам днища через 90° по окружности элемента. Одна из образующих обечайки должна быть нижней. Если обечайка состоит из нескольких царг, то измерения проводятся в каждой царге ( Приложение 2).

2.4.2.2.    Количество точек измерения должно быть :

-    в каждой царге обечайки не менее 3-х измерений по одной образующей (слева и справа около сварных швов и в средней части), т.е. не менее 12 измерений в каждой царге ;

-    на днищах или крышках не менее 5 измерений ( одна точка в полюсе днища, и по одной точке на каждом из 4-х радиусов в зоне сопряжения цилиндрической и выпуклой части днища;

-    в горловинах люков и патрубков не менее 4-х точек ( через 90° по окружности горловины );

-    в накладных укрепляющих кольцах горловин люков и патрубков-не менее 2-х точек ( через 180° по окружности кольца ).

2.4.2.3.    Если при внешнем или внутреннем осмотре будут выявлены дефектные зоны ( вмятины, выпучины, области интенсивной общей коррозии), то кроме измерений в соответствии с п. 2.4.2.2. необходимо проведение дополнительных измерений толщин в дефектной зоне; количество точек измерений зависит от размеров дефектной зоны и должно быть достаточным для получения достоверной информации о толщине стенки сосуда в зоне дефекта. Решение о количестве измерений в этих случаях принимает организация, проводящая диагностирование .

2.4.3.    Толщинометрия подземных резервуаров.

2.4.3.1.    Ввиду того, что в случае нарушения изоляционного покрытия возможна интенсивная общая коррозия наружной поверхности резервуара, которую нельзя обнаружить визуально из-за недоступности для осмотра , толщинометрия подземных сосудов играет важнейшую роль как косвенный метод проверки качества изоляции. Поэтому количество точек для подземных резервуаров по сравнению с наземными должно быть увеличено ( Приложение 3).

2.4.3.2.    Наибольшей коррозии ( по условиям аэрации ) подвергаются

Страница 7

- 7 -

области , примыкающие к нижней образующей обечайки. Поэтому кроме измерений по нижней образующей, предусмотренных п. 2.4.2.2., необходимо проводить дополнительно измерения по 2-м образующим на расстоянии 100 и 200 мм от нижней образующей по обе стороны от нее вверх по периметру окружности обечайки. Количество точек измерения на каждой образующей соответствует указанным в п. 2.4.2.2.

В остальных зонах обечайки количество измерений должно соответствовать требованиям п. 2.4.2.2.

2.4.3.3.    По условиям изготовления днищ максимальное утонение во никает в зоне перехода выпуклой части днища в цилиндрическую, а по условиям коррозии ( вследствие аэрации) износу подвержена нижняя част днища. Поэтому количество точек измерения в этих зонах днищ должно быть увеличено.

Измерение толщины днищ проводится в следующих точках :

-    одна точка на нижней образующей днища в зоне сопряжения цилиндрической и выпуклой частей ;

-    по одной точке с каждой стороны нижней образующей вверх по периметру окружности днища на расстоянии 100 мм от первой точк

-    то же на расстоянии 200 мм от первой точки .

В остальных зонах днища количество измерений должно соответствовать требованиям п. 2.4.2.2.

2.4.3.4.    В случае, если царга обечайки состоит из нескольких листов, схема измерения должна предусматривать не менее 3-х точек в каждом листе.

2.4.3.5.    В местах нестабильных показаний толщины должны проводит ся повторные измерения по сетке с шагом 25 мм. Если толщина стенки

( согласно данным измерений ) окажется меньше паспортной ( без учета прибавки на коррозию ), вокруг этой точки должны быть выполнены дополнительно замеры в 4-х точках .

2.4.4.    Результаты толщинометрии оформляются в виде протокола,

в котором должна быть представлена схема расположения точек на разве тке сосуда и таблица численных значений толщин в каждой точке.

2.4.5.    Качество изоляции должно быть проверено в соответствии с требованиями СН и П 3.05.02-88 на сплошность,отсутствие трещин и повреждений, а также ГОСТа 602-89,включая инструментальный методх.

В случае обнаружения у подземных резервуаров локального утонения стенки из-за внешней коррозии,эти места ( или весь резервуар )должны быть открыты, освобождены от старой изоляции, осмотрены и изолирован! вновь.

Работы по п. 2.4.5. выполняются предприятием-владельцем резервуара.

Страница 8

- 4Г-

2.5. Неразрушающий контроль сварных соединений .

2.5.1.    Для выявления дефектов в элементах резервуаров используют ся следующие неразрушающие методы контроля :

-    ультразвуковая дефектоскопия ( УЗД) ;

-    радиографический контроль ;

-    цветная (ЦЦ) и магнитопорошковая (МВД) дефектоскопия ;

-    акустико-эмиссионный контроль ( АЗК ).

В качестве дополнительного метода может применяться токовихревой метод (ТВД), который используется в сочетании с ЦЦ или МВД.

2.5.2.    Метод контроля ( или сочетание различных методов ) выбирается организацией, проводящей диагностирование , таким образом,чтобы обеспечить максимальную степень выявления недопустимых дефектов.

2.5.3.    Ультразвуковая дефектоскопия или радиографический контроль, применяемые для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях резервуаров, должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 14782-86,РД26-01-128-80,0СТ26-2044-83,Г0СГ7512-82 и 0СГ26-11-03-84

2.5.4.    Цветной контроль в соответствии с ОСТ 26-5-88 или магните порошковая дефектоскопия в соответствии с ГОСТ 21105-75 применяются в местах концентрации напряжений ( см. п. 2.3.3.) для выявления дефекто* в виде поверхностных трещин.

2.5.5.    Объем контроля .

2.5.5.1.    В сосудах, объем контроля которых при изготовлении составлял 100$, обязательному контролю подвергаются :

а)    ультразвуковым (или радиографическим ) методом места пересечений продольных и кольцевых швов на расстояние не менее 200 мм в каждую сторону от точки пересечения ;

б)    ультразвуковым, цветным или магнитопорошковым методами сварной шов приварки горловины люка к обечайке ( при использовании ЦЦ или МВД контроль наземных резервуаров проводится с внешней и внутренней стороны резервуара ); цветным или магнитопорошковым методами сварные швы приварки патрубков и штуцеров к корпусу , а также сварные швы в местах приварки к корпусу внутренних устройств ( накладных пластин для лестниц и др. ).

в)    если при осмотре ( п. 2.3. ) будут обнаружены зоны с дефектам типа вмятин, смещений и уводов кромок стыкуемых элементов или зоны ремонта , то основной металл и сварные швы в этих зонах подвергаются обязательному комплексному контролю в объеме 100$ для выявления как внутренних дефектов, так и поверхностных трещин.

2.5.5.2.    В сосудах, объем которых при изготовлении был менее 100 $ ( или неизвестен ) обязательному контролю подвергаются :

а) ультразвуковым (или радиографическим ) методом все продольные

Страница 9

- 3-

швы в объеме 100$ длины и места пересечений продольных и кольцевых швов на расстояние не менее 200 мм в каждую сторону по кольцевому шву от точки пересечения ;

б)    в соответствии с п. 2.5.5.1., б).

в)    в соответствии с п. 2.5.5.2., в).

2.5.5.3. Если при проведении контроля в соответствии с п.п.

2.5.5Л, а ) и 2.5.5.2.,а) будут выявлены дефекты , которые не допускаются "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением " и ОСГ 26-291-87, то резервуар должен быть подвергнут контролю в объеме 100 $ .

2.5.6.    Вьщача заключений по результатам неразрушающего контрол, допускается только специалистами , имеющими квалификацию не ниже 2-го уровня в соответствии с международными квалификационными требованиями .

2.5.7.    Метод акустико-эмиссионного контроля позволяет выявить дефекты , склонные к развитию при рабочих нагрузках.Метод АЭ-контроля как правило, применяется в качестве самостоятельного метода, но может эффективно использоваться в сочетании с другими методами (например, УЗД). Метод АЭ- контроля особенно эффективен при проведении обязательного 100$ контроля резервуара в случае, предусмотренном п.2.5.5.3

2.6.    Исследование коррозионного состояния

Коррозионные исследования проводятся для оценки общего коррозионного состояния резервуара при внешнем и внутреннем осмотре и толщи-нометрии, а также в случае обнаружения значительных коррозионных поражений элементов резервуара для определения причин коррозии и скорости ее развития.

2.7.    Определение механических характеристик, химического состава и структуры металла резервуара.

2.7.1.    Металлографические исследования, химанализ и определен! механических характеристик металла резервуара могут проводиться в сл} чаях, когда по условиям эксплуатации и (или ) выполненных ремонтновосстановительных работ возможны изменения структуры, химсостава

и механических свойств металла резервуара, меняющие его исходные характеристики .

Химический анализ и определение механических характеристик металла должны проводиться в случаях утраты технической документации на резервуар.

2.7.2.    При проведении предусмотренных п. 2.7.1. исследований применяются как разрушающие, так и неразрушающие методы.

2.7.3.    При разрушающем методе из исследуемого элемента выреза-

Страница 10

-so-

ется заготовка с рекомендуемым размером 100 х 150 мм ( или 150 мм. используемая для изготовления образцов. Определение мехсяойств производится в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84, ГОСТ 6996-66 и ГОСТ 9454-78.

2.7.4.    Отбор проб металла ( стружки ) для проведения исследований химсостава производится в соответствии с ГОСТ 7122-81.

2.7.5.    Ремонтно-восстановительные работы после вырезки заготов-вок из элементов резервуара с примением сварки должны производить^ только организацией, имеющей разрешение органов ГОСГОРГЕХНАДЗОРа

на выполнение этих работ.

2.7.6.    Механические характеристики ( временное сопротивление и предел текучести ) могут быть определены неразрушающим методом с помощью переносных твердомеров по ГОСТ 22761-77 и ГОСТ 22762-77.

2.7.7.    Допускается проводить металлографические исследования б< вырезки заготовок методом "Реплик ".

2.8.    В случае обнаружения при проведении диагностирования резервуаров, дефектов, недопустимых "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением " и ОСГом 26-291-87производится анализ их влияния на безопасность эксплуатации и при необходимости выполняются ремонтные работы по устранению дефектов в соответствии с требованиями п. 2.7.5. настоящей Инструкции .

2.9.    Исследование прочности резервуара .

2.9.1.    Анализ прочности является одним из наиболее важных этапов диагностирования в процессе которого определяются фактические запасы прочности резервуара по его состоянию на момент диагностирования, устанавливается соответствие резервуара требования).! действующи) норм прочности и определяются условия дальнейшей безопасной эксплуатации.

2.9.2,    Анализ прочности резервуара включает в обязательном порядке:

а) . Проведение поверочного расчета резервуара на статическую прочность с учетом результатов толщинометрии несущих элементов ; расчеты выполняются в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации , в т.ч. ГОСТ 14249-89, ГОСТ 24755-8S ГОСТ 26202-84,ГОСТ 25227-82 и др.

б) . Проведение расчета на местную прочность ; расчет выполняется в соответствии с требованиями Атомных норм ПНАЭ Г-7-002-86. Расчет местной прочности имеет особое значение для резервуаров, так как большинство из них эксплуатируются на открытом воздухе, когда возможно снижение пластических характеристик металла при снижении

Страница 11

- II -

окружающей температуры.

2.9.3.    В том случае, когда прочность какого-либо элемента резервуара по результатам расчета в соответствии с п. 2.9.2. недостаточна, для оценки прочности могут быть использованы специальные исследования в том числе, методы численного анализа напряжений с применением ЭВМ, а также экспериментальные методы. При неудовлетворительных результатах специальных исследований рабочие параметры резервуара долж ны быть снижены до уровня, при котором обеспечивается прочность сосуда

2.9.4.    Резервуары, работающие в режиме циклического нагружения,

в случае положительных результатов, полученных при оценке их статической прочности, должны рассчитываться на малоцикловую усталость в соот ветствии с ГОСТ 25859-83 для определения остаточного ресурса работы резервуара в циклах нагружения. При расчетах должны использоваться фак тические минимальные значения толщин элементов, полученные по резуль тэтам УЗТ ( п. 2.4.).

2.9.5.    В случае обнаружения недопустимых дефектов типа смещений кромок стыкуемых элементов, вмятин, выпучин, овальности, внутренних дефектов в сварных швах допускается проводить определение их влияния на прочность резервуара расчетом или экспериментально.

2.9.6.    При невозможности расчетной или экспериментальной оценки влияния выявленных дефектов или при неудовлетворительных результатах, полученных в соответствии с п. 2.9.5., дефектное место подлежит ремонту ( в случае его ремонтопригодности ) с обязательным последующи!-! обследованием места ремонта. При невозможности устранения дефекта дальнейшая эксплуатация резервуара должна быть запрещена.

2.10. Гидравлические испытания.

2. ЮЛ. После проведения комплекса диагностических работ в соответствии с п.п. 2.2.* 2.9. проводится гидравлическое испытание резервуара.

2.10.2.    Гидравлическое испытание проводится в соответствии с требованиями " Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ".

2.10.3.    Если при неразрушающем контроле резервуара использовался акустико-эмиссионный метод, то гидравлические испытания в соответствии с п. 2.ЮЛ. не проводятся.

3.    ПОРЯДОК ВЫДАЧИ ЗАКЛЮЧЕНИЯ по продлению ресурса БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Заключение о возможности продления ресурса безопасной эксплуатации резервуаров и о допустимом регламенте их работы ( давления, температуры ) может быть ввдано только организацией (предприятием ) имеющей разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора на проведение работ по техническому диагностированию сосудов, работающих под давлением.

Страница 12

- 12-

3.2. Заключение разрабатывается на основании результатов выполненных работ , в соответствии с п.п. 2.2.-2.9. и в обязательном

порядке включает :

1.    Акт внешнего и внутреннего осмотра.

2.    Акт неразрушающего контроля

3.    Акт толщинометрии

4.    Расчеты на прочность

5.    Акт гидравлического испытания ( или АЭ-контроля ).

6. Результаты исследования металла в соответствии с п.2.7.

( если таковые проводились)

3.3. В соответствии с результатами диагностирования в заключении формулируются выводы о соответствии резервуара требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением и ОСТ 26-291-87, рекомендации по режимам безопасной эксплуатации резервуара и разрешенный срок эксплуатации .

Максимальный разрешенный остаточный срок безопасной эксплуатации не должен превышать :

- для надземных резервуаров, находящихся в эксплуатации от 20 до 30 лет - 10 лет;

для надземных резервуаров находящихся в эксплуатации свыше 30 лет - 8 лет;

для подземных резервуаров, 15 до 25 лет - 10 лет ;

для подземных резервуаров, 25 лет - 8 лет ;

находящихся в эксплуатации от находящихся в эксплуатации свыше

3.4.    Заключение подписывается специалистами организации ( предприятия ) проводившей диагностирование и утверждается руководителем

этой организации .

3.5.    В тех случаях , когда установленный в заключении остаточный срок безопасной эксплуатации резервуара ниже, чем сроки , указа1 ные в п. 3.3., организация , проводящая диагностирование, обязана указать причины уменьшения допускаемого срока эксплуатации и дать

обоснование установленного уменьшенного срока.

3.6.    Заключение подписывается специалистами организации , проводившей диагностирование и утверждается руководителем этой организации.

3.7.    На основании заключения руководство предприятия-владел] ца резервуара в установленном порядке принимает решение по его дальнейшей эксплуатации с записью в паспорте разрешенного срока

эксплуатации .

Заключение является неотъемлемой

частью паспорта резервуара и

должно храниться вместе с ним .

З.о. Органы ГОСГОРТЕХНАДЗОРА осуществляют контроль за соблюдением предприятием -владельцем резервуара сроков и режимов его эксплуатации , регламентированных в заключении .

Страница 13

- 13 -

4.    ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВИДЕНИИ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

4.1.    Подготовка резервуара к диагностированию ( в т.ч. зачистку поверхности для неразрушающего контроля и толщинометрии организуется владельцем резервуара. Опорожнение и дегазация резервуара должны выпо; няться организацией имеющей лицензию на выполнение такого рода работ.

4.2.    При подготовки и проведении диагностирования необходимо строго выполнять правила техники безопасности; общие требования по безопасному выполнению работ, включая подготовительные работы, дегазации и очистку внутренней поверхности, должны соблюдаться в соответствии с ’’Инструкцией по техническому освидетельствованию подземных резервуаров установок сжиженного газа", утвержденной В0"Росстрой газификация 03.09.91 г.

5.    ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.    Методика диагностирования технического состояния сосудов и аппаратов, отслуживших установленные сроки службы на предприятиях Минтопэнерго. Утверждена в 1992 г.

2.    Инструкция по техническому освидетельствованию подземных резервуаров установок сжиженного газа. Утверждена в 1991 г.

3.    ОСТ 26-291-87 Сосуды и аппараты стальные сварные.Технические уел obi

4.    Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Утверждена в 1987 г.

5. ГОСТ 25859-83 Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

6.    ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

7.ОСТ 26-2044-83 Швы стыковых и угловых сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика ультразвукового контроля .

8.    РД26-01-128-80 Инструкция по ультразвуковому контролю стыковых сварных соединений химической аппаратуры из сталей аустенитного и аустенико-ферритного классов с толщиной стенки от 8 до 30 мм

9. ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность .

10. ГОСТ 25755-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность укрепления отверстий .

11.    ГОСТ 25221-82 Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неот-бортованные . Нормы и методы расчета на прочность.

12.    ГОСТ 26202-84 Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

Страница 14

- 14 -

13.    ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий . Капилярные методы . Общие требования.

14.    Г0СТ9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной комнатной и повшенной температуре .

15.    ГОСТ 26159-84 Сосуды и аппараты чугунные . Нормы и методы расчета на прочность . Общие требования .

16.    ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытаний на растяжение .

17.    ГОСТ 16996-56 Сварные соединения. Методы определения механических свойств .

18.    ГОСТ 21105-75 Контроль неразрушающий . Магнито-порошковый метод

19.    ГОСТ 7122-81 Швы сварные и металл направленный . Методы отбора проб для определения химического состава.

20.    ГОСТ 22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бриееллю переносными трердомерами статического действия .

21.    ГОСТ 22762-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием пара.

22.    Г0СТ7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

23.    ОСТ 26-11-03-84 Швы сварные соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Радиографический метод контроля.

24.    ОСТ 26-5-83 Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений наплавленного и основного металла.

Страница 15

Приложение 1 (обязательное)

" Утверждаю'*

Наименование предприятия,    Руководитель    предприятия,

проводящего диагностирование    проводящего    диагностирование

АКТ

проведения внешнего и внутреннего осмотра сосуда давления

Дата проведения______

Предприятие-владелец сосуда_

Наименование сосуда______

Per.N._Зав.И__

Обнаруженные дефекты __

Другие замечания.

Осмотр проводили_

ДОЛЖНОСТЬ, ФИО, подпись

ДОЛЖНОСТЬ,ФИО,подпись

ДОЛЖНОСТЬ,ФИО,подпись

Представители предприятия-владельца_

должность,ФИО.подпись

Страница 16

Рис.

о

с?.

8

а

-J

Приложение 2

Страница 17

Схема измерения толщин элементов подземных резервуаров I-нижняя образующая ;    2 и 3 - царги обечайки

4- горловина люка ;    5- накладное укрепляющее кольцо .

Рис.

а о * х

Г- "

!з ffl СГ

X СО