Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров

бесплатная нормативная документация

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ДИАГНОСТИКЕ И ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

УТВЕРЖДЕНО

ОАО "НК "РОСНЕФТЬ"

28.01.2004 г.

Введено приказом № 9 от 28.01.2004 г

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения и назначения

1.1.1 Настоящая Инструкция устанавливает требования и методические указания к проведению технического диагностирования вертикальных стальных резервуаров на объектах ОАО «НК «РОСНЕФТЬ».

1.1.2 Настоящая инструкция разработана с целью стандартизации подходов к диагностированию резервуаров и оформления результатов диагностирования.

1.1.3 Инструкция распространяется на вертикальные цилиндрические стальные резервуары объемом от 100 до 20000 м³ (далее резервуары) со стационарными или плавающими крышами, находящиеся в процессе эксплуатации.

1.1.4 Настоящая инструкция не распространяется на изотермические резервуары, баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары для хранения агрессивных химических продуктов.

1.1.5 Диагностирование в соответствии с настоящей Инструкцией обеспечивает получение информации о техническом состоянии и функциональных возможностях резервуара для определения остаточного срока службы резервуара, допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, которые обеспечивают безопасную и безаварийную работу.

1.1.6 Настоящая Инструкция предусматривает два уровня проведения работ:

- частичное техническое обследование резервуара, с выдачей результатов проведенного контроля и рекомендаций для дальнейшей безопасной эксплуатации (без расчета остаточного ресурса на определенный срок),

- полное техническое обследование резервуара, с расчетом остаточного ресурса и выдачей заключения по техническому состоянию металлоконструкций резервуара.

1.1.7 Данная инструкция определяет основные положения диагностирования, определения и термины, состав работ по диагностированию резервуаров, с указанием объемов проводимых работ. В Приложениях к данной Инструкции содержатся карты контроля и рекомендуемые формы оформления результатов работ.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ.

2.1 Перечень использованных ГОСТов

2.1.1 Настоящий документ разработан на основе требований следующих нормативных документов:

1. ГОСТ 7512-88	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
2. ГОСТ 26433.2-94	Правила выполнения измерений параметров зданий и сооружений
3. ГОСТ 14637-89	Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества Технические условия.
4. ГОСТ 5520-79	Сталь листовая углеродистая низколегированная и легированная для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия.
5. ГОСТ 14782-86	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

2.2 Требования действующей нормативно-технической документации к проведению диагностирования

2.2.1 Согласно действующей нормативно-технической документации новые резервуары сооружаются в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00. В дальнейшем диагностирование резервуара рекомендуется проводить согласно РД 153-112-017-97 и РД 08-95-95 не реже одного раза в 5 лет - частичную, и полную - не реже одного раза в 10 лет, в зависимости от условий эксплуатации. Период до следующего диагностирования может быть уменьшен по результатам текущего диагностирования. Требуется проводить диагностирование после аварий или пожара, а также при достижении срока службы, установленного проектом. Срок службы резервуара принимается равным 20 годам, если иного не указано в проектной или заводской документации.

2.2.2 Техническое диагностирование резервуаров включает в себя следующий комплекс работ: анализ технической документации на резервуар, проведение неразрушающего контроля конструкций резервуара, а при необходимости, разрушающий контроль образцов металла резервуара, контроль геометрических параметров конструкций резервуара, оценка основания и отмостки, обработка полученной информации и расчет остаточного ресурса, выдача заключения о техническом состоянии объекта с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации.

2.2.3 Так как для полного технического обследования требуется оценка состояния внутренних поверхности и конструктивных элементов, то резервуар должен быть полностью выведен из эксплуатации, очищен от отложений и остатков нефтепродуктов и дегазирован до санитарных норм. Все подводящие трубопроводы должны быть отключены с закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком.

2.2.4 Настоящая Инструкция предусматривает, что при отсутствии технологической возможности вывода резервуара из эксплуатации, по согласованию с местным органом Госгортехнадзора России, допускается проведение технического диагностирования без опорожнения резервуара с заменой внутреннего осмотра контролем методом акустической эмиссии.

3 ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Субъекты деятельности

3.1.1 Заказчик - предприятие, организация, осуществляющая эксплуатацию резервуара.

3.1.2 Исполнитель - предприятие, организация, структурное подразделение, осуществляющее диагностирование резервуара.

3.2 Термины, определения и сокращения

3.2.1 Техническое диагностирование - совокупность действий по определению технического состояния объекта.

3.2.2 Техническое состояние - совокупность свойств объекта, характеризуемых в определенный момент времени при определенных условиях эксплуатации значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

3.2.3 Неразрушающий контроль - совокупность мероприятий по обнаружению внутренних и поверхностных дефектов в металле без его разрушения.

3.2.4 Остаточный ресурс - наработка объекта с момента диагностирования до перехода в предельное состояние.

3.2.5 Срок службы - календарная продолжительность эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

3.2.6 Предельное состояние - состояние резервуара, при котором возникает необходимость во временном или окончательном прекращении эксплуатации по назначению.

3.2.7 Критерий предельного состояния - параметр или совокупность параметров состояния резервуара, установленные нормативно-технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией.

3.2.8 Ремонт - комплекс мероприятий по восстановлению работоспособности резервуара или его элементов.

3.2.9 Обследование - комплекс операций по определению параметров технического состояния резервуара.

3.2.10 Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности резервуара.

3.2.11 Средства технического диагностирования - аппаратура и программные средства, посредством которых осуществляется диагностирование (контроль).

3.2.12 СОП - стандартный образец предприятия. Служит для настройки приборов неразрушающего контроля.

3.2.13 A3 - акустическая эмиссия.

3.2.14 ПАЭ - преобразователи акустико-эмиссионые.

4 ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ ОБЪЕКТА, ОБОРУДОВАНИЮ И АППАРАТУРЕ

4.1 Требования по подготовке резервуаров к обследованию и дефектоскопии

4.1.1 Степень подготовки резервуаров к обследованию их технического состояния определяется целью и необходимым объемом работ контроля.

4.1.2 Перед началом диагностических работ на объекте Заказчик должен обеспечить:

- получение Исполнителем всей имеющейся документации на обследуемый резервуар от Заказчика;

- проведение вводного инструктажа специалистов Исполнителя по технике безопасности;

- выдачу наряда-допуска на выполнение диагностических работ. Ответственность за подготовку объекта и правильность допуска персонала Исполнителя несут представители Заказчика;

- беспрепятственный подъезд к объекту (подъездные пути, пропуск на объект), а также доступ ко всем конструктивным элементам резервуара;

- временную или полную техническую остановку оборудования (при необходимости). Место и время установки заглушек должно быть записано в вахтенном журнале;

- условия проведения работ на высоте (монтажные лестницы, леса, подъемники при необходимости) для проведения работ на верхних поясах и кровле резервуара;

- вырезку образцов из металлоконструкций оборудования для проведения физических и физико-химических исследований (при необходимости);

- удаление теплоизоляционного покрытия, препятствующего контролю технического состояния (при необходимости);

- зачистку внутренней поверхности резервуара от технологических отходов, загрязнений и продуктов коррозии до металла (пескоструйная зачистка при необходимости);

- зачистка внешней поверхности резервуара для проведения контроля (в объеме, необходимом для проведения контроля);

- освещение внутри резервуара светильниками взрывобезопасного исполнения освещенностью не менее 300 лк и напряжением 12 В.

5 ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИЯМ И ПЕРСОНАЛУ

5.1 Требования к организациям

5.1.1 К проведению технического диагностирования резервуара допускаются специализированные организации, имеющие соответствующие лицензии Госгортехнадзора России; служба технического надзора (лаборатория неразрушающего контроля) Заказчика, имеющая аттестованный, квалифицированный персонал и сертифицированные, калиброванные, поверенные средства контроля.

5.1.2 Необходимым условием готовности Исполнителя выполнять работы является наличие у него «Программы работ по диагностированию резервуара», утвержденной Заказчиком.

5.2 Требования к персоналу

5.2.1 К проведению диагностических работ допускаются специалисты, аттестованные в соответствии с ПБ 03-440 и имеющие соответствующие удостоверения.

5.2.2 Заключение по результатам контроля имеет право давать специалист, имеющий II или III уровень квалификации.

5.2.3 При проведении работ персоналом должны выполняться требования безопасности, изложенные в РД 08-200, требования регламентирующие вопросы охраны труда, а так же правила безопасности, действующие на объектах Заказчика.

5.2.4 При работе со средствами технического диагностирования персоналом должны соблюдаться правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, а также требования безопасности, изложенные в инструкции по аппаратуре.

6 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ДИАГНОСТИРОВАНИИ.

6.1 Требования к техническим средствам и аппаратуре

6.1.1 Аппаратура и средства технического диагностирования должны позволять надежно выявлять недопустимые дефекты. Не допускается применение аппаратуры, подлежащей госповерке и не прошедшей ее в установленном порядке.

6.1.2 При обследовании резервуаров необходимо использовать приборы, которые имеют автономное питание или могут работать от сети переменного тока напряжением 220 вольт. Если используются приборы напряжением 220 вольт, принимаются меры, исключающие соприкосновение тела человека и токоведущих частей и проводки с металлом резервуара.

6.2 Перечень технических средств

6.2.1 Для полного технического диагностирования вертикальных стальных резервуаров используются следующие технические средства:

- комплект визуально-измерительного контроля;

- осветительный фонарь не менее 300 люкс во взрывопожаробезопасном исполнении;

- измерительная рулетка;

- угломер;

- маркер по металлу;

- ультразвуковой толщиномер;

- ультразвуковой толщиномер сканирующий (при необходимости);

- твердомер;

- ультразвуковой дефектоскоп;

- набор СОП для различных толщин и диаметров;

- рентгеновский аппарат;

- акустико-эмиссионный комплекс;

- теодолит, нивелир или тахеометр;

- при необходимости применения других видов неразрушающего контроля (цветная дефектоскопия, контроль по методу магнитной памяти, контроль методом инфракрасной термографии и др.) - приборы, обеспечивающие их проведение.

7 ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ И ДЕФЕКТОСКОПИЯ.

7.1 Перечень работ при проведении диагностирования резервуаров

7.1.1 Работы по диагностированию резервуара выполняются поэтапно. Содержание конкретных этапов определяется уровнем обследования (полное или частичное), а также необходимостью и техническими возможностями их проведения. Перечень этапов включает в себя:

- подготовительные работы;

- натурное обследование и дефектоскопия;

- анализ полученных результатов, расчеты и выработка рекомендаций по эксплуатации, ремонту или выводу из эксплуатации;

7.1.2 Подготовительные работы производятся перед проведением натурного обследования, неразрушающего контроля металлоконструкций и разрушающего контроля образцов металла резервуара. Перечень подготовительных работ включает в себя:

- разработка и выдача технического задания;

- составление программы диагностирования;

- ознакомление и анализ эксплуатационно-технической документации на резервуар;

- оформление необходимых документов (наряд-допуск, назначение ответственного за безопасное ведение работ и т.д.);

- вспомогательные работы (зачистка, дегазация, устройство подвесных люлек и т.д.);

7.1.3 После проведения подготовительных работ производится натурное обследование, неразрушающий контроль металлоконструкций и, при необходимости, разрушающий контроль образцов металла резервуара. Комплекс работ по натурному обследованию и контролю резервуара включает в себя:

- визуально-измерительный контроль всех конструкций резервуара, включая сварные соединения;

- измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

- проверку состояния основания и отмостки;

- измерение фактических толщин элементов резервуара;

- контроль сварных соединений неразрушающими методами;

- акустико-эмиссионный контроль;

- иные виды неразрушающего контроля (цветная дефектоскопия, инфракрасная термография и т.д.) - при необходимости;

- исследование химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений и их структуры (при необходимости).

7.1.4 На основании полученных данных производятся следующие расчеты:

- поверочные расчеты конструкции резервуаров на прочность и устойчивость (при необходимости);

- расчет остаточного ресурса;

- анализ состояния резервуара, разработка рекомендации по его дальнейшем эксплуатации, ремонту или исключению из эксплуатации.

7.2 Разработка и выдача технического задания

7.2.1 На этапе планирования диагностических работ Заказчик составляет техническое задание на диагностирование.

7.2.2 Целью разработки технического задания является сообщение Исполнителю кратких сведений о резервуаре, условиях эксплуатации, а также требуемом объеме работ.

7.2.3 В техническом задании на проведение диагностирования отражаются следующие сведения:

- общие паспортные сведения (объем, геометрические размеры, марка стали, дата ввода в эксплуатацию);

- условия эксплуатации (тип продукта, максимальный уровень взлива, срок последнего ремонта и диагностирования);

- уровень необходимого обследования (полное или частичное).

7.2.4 Разработанное техническое задание включается в договор на проведение диагностирования между Заказчиком и Исполнителем.

7.2.5 Техническое задание на проведение диагностирования может быть составлено как для отдельного резервуара, так и для группы резервуаров одного типа, находящихся в одинаковых условиях эксплуатации.

7.3 Составление программы диагностирования

7.3.1 На основании полученного технического задания Исполнитель разрабатывает программу диагностирования.

7.3.2 Программа диагностирования устанавливает уровень обследования, перечень применяемых методов, объем работ по диагностированию и порядок их проведения.

7.3.3 Программа диагностирования утверждается руководителем предприятия-Заказчика.

7.3.4 В случаях замены внутреннего осмотра резервуара контролем по методу акустической эмиссии программа диагностирования согласовывается с местным органом Госгортехнадзора России.

7.4 Анализ документации

7.4.1 Перед проведением натурного обследования и дефектоскопии резервуара производится анализ документации на резервуар.

7.4.2 Целью анализа документации резервуара является:

- определение особенностей технологии изготовления и монтажа, конструктивных особенностей резервуара;

- определение условий эксплуатации резервуара;

- определение возможных механизмов образования дефектов металла в результате эксплуатации и мест их локализации;

- уточнение (составление) программы диагностирования.

7.4.3 Для анализа Заказчик представляет Исполнителю следующую документацию:

7.4.3.1 Паспорт резервуара, включая следующие обязательные приложения:

- технический проект на конструкции резервуара (проект КМ);

- рабочие (деталировочные) чертежи конструкций резервуара (исполнительные чертежи);

- сертификат качества на конструкции резервуара;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- акты гидравлических испытаний резервуара;

- акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум;

- акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара;

- акт выполнений теплоизоляции резервуара;

- акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования.

7.4.3.2 Заключения по результатам предыдущих обследований;

7.4.3.3 Ремонтную документацию (в случае проведения ремонтов резервуара):

- проект производства работ

- результаты контроля качества работ (акты, заключения по неразрушающему контролю и т.д.)

7.4.4 Порядок проведения анализа документации.

7.4.4.1 После получения технического задания до начала работ на резервуаре, необходимо получить (разработать) технологические карты контроля на все виды работ, а также схемы разверток: вертикальной стенки, кровли и днища для нанесения на них результатов работ (Приложения А-Ж).

7.4.4.2 В процессе анализа документации необходимо получить следующие данные:

- номер проекта, наличие акта-согласования отступления от проектной документации при монтаже;

- технологический, инвентарный и заводской номера РВС;

- дата изготовления и ввода в эксплуатацию РВС;

- дата начала и окончания монтажа резервуара;

- номинальный и предельный объем резервуара, а также его масса;

- основные размеры элементов резервуаров (высота, диаметр и т.д.);

- вид хранимого продукта (температура, плотность);

- марка стали и толщины элементов резервуара;

- другие технические характеристики РВС.

7.4.4.3 При анализе ремонтной документации обратить внимание на записи об авариях и методах их устранения, а также о проведенных ремонтах, с выпиской объема проводимого ремонта, проверить соответствие проведенных ремонтов имеющейся документации.

7.4.5 В случае отсутствия какой-либо из документации, перечисленной в п. 7.4.3, в заключение по результатам диагностирования вносится соответствующая запись.

7.5 Визуально-измерительный контроль

7.5.1 Цель визуально-измерительного контроля:

- проверка состояния металлоконструкций резервуара и их соответствия требованиям проектных норм и нормативно-технической документации;

- выявление и измерение поверхностных дефектов металлоконструкций резервуара.

7.5.2 Подготовительные (вспомогательные работы) работы при производстве визуально-измерительного контроля проводятся в следующем объеме:

- вся поверхность основного металла зачищается от грязи, и отложений нефтепродуктов;

- все сварные швы, подвергающиеся контролю, зачищаются до основного металла на ширину 20 мм по обе стороны от сварного шва

7.5.3 Объем работ при проведении визуально - измерительного контроля:

- стенка с внешней и внутренней стороны (в случае, когда проводится внутреннее обследование) – 100 %;

- днище (в случае, когда проводится внутреннее обследование] – 100 %;

- кровля (понтон и плавающая крыша - при их наличии) – 100 %;

- несущие элементы кровли;

- патрубки;

- световые люки, люки-лазы;

- центральная стойка при ее наличии;

- основание и отмостка.

7.5.4 Порядок визуального осмотра:

7.5.4.1 Визуальный осмотр конструкций производится в условиях достаточной освещенности с применением, в случае необходимости, луп с увеличением до х10.

7.5.4.2 Составляется эскиз стенки металлоконструкции РВС с нанесением вертикальных и горизонтальных сварных швов каждого пояса на рабочей схеме визуального контроля. Производится нумерация листов и поясов РВС против часовой стрелки от монтажного шва. (Приложение А).

7.5.4.3 На схеме стенки наносятся патрубки и люки-лазы с привязкой к вертикальным и горизонтальным сварным швам.

7.5.4.4 Составляется эскиз для кровли и днища, на которых наносится расположение сварных швов, и нумерация сварных швов стенки.

7.5.4.5 На схеме кровли наносятся несущие элементы и патрубки.

7.5.4.6 Проводится проверка размещения патрубков на стенке резервуара по отношению к горизонтальным и вертикальным сварным соединениям на соответствие требованиям нормативов.

7.5.4.7 Проводится осмотр состояния основания и отмостки. При этом контролю подлежат следующие отклонения и дефекты:

- наличие пустот между днищем резервуара и основанием;

- погружение нижней части резервуара в грунт;

- скопление дождевой воды по контуру резервуара;

- наличие растительности на отмостке;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- наличие необходимого уклона отмостки обеспечивающий отвод воды в сторону кольцевого лотка.

7.5.4.8 Осматриваются 1 и 2-ой пояса стенки и уторный шов на наличие дефектов, в случае обнаружения, дефекты обозначаются маркером.

7.5.4.9 Осматриваются 3 и 4-ый пояса стенки с применением переносной лестницы на предмет наличия дефектов (по возможности, обозначая их маркером);

7.5.4.10 Осматриваются последующие пояса с применением подвесной люльки или с помощью оптических приборов (бинокль, подзорная труба);

7.5.4.11 Осматривается внутренняя поверхность стенки и днища, с нанесением дефектов при их наличии на схемы контроля (особое внимание следует уделять на нижние пояса стенки, днище и отметку переменного уровня продукта);

7.5.4.12 При осмотре вертикальной стенки особое внимание необходимо уделить:

- состоянию основного металла стенки, днища, настила и несущих элементов кровли с определением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и других дефектов (остатки швов и приспособлений);

- наличию местных деформаций, вмятин и выпучин;

- состоянию сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проектов, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов;

- наличию трещин всех видов и направлений;

- наличию наплывов, подрезов, прожогов, незаверенных кратеров, непроваров, пористости и других технологических дефектов сварных швов;

- соответствию общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта;

- качеству сварных швов окрайков днища;

- качеству сварки стыкуемых кромок по всему периметру;

- расстоянию между сварными швами окраек днища и вертикальными сварными швами первого пояса, которое должно быть не менее 200 мм;

- отметкам переменного уровня нефтепродуктов.

7.5.4.13 Осматривается настил и несущие элементы кровли, а также центральная стойка, понтон и плавающая крыша при их наличии. Особое внимание необходимо уделить:

- состоянию сварного шва, между кровлей и стенкой резервуара и соответствию кровли проекту;

- состоянию настила и несущих элементов кровли, при этом, следует обратить внимание на наличие переходной площадки, ограждения на крыше резервуара и работу внешнего уровнемера;

- состоянию уплотнения между понтоном (плавающей крышей) при их наличии и стенкой резервуара;

7.5.5 При осмотре теплоизолированных резервуаров проверяют толщину изоляционного слоя, плотность его прилегания к металлу (адгезия к металлу в случае пенополиуретановой изоляции), отсутствие намокания. При наличии признаков увеличения теплопроводности изоляционного материала (о чем можно судить по увеличению теплопотерь через изоляцию и увеличению скорости падения температуры нефтепродукта при его хранении в резервуаре) выявляют причину, вызвавшую увеличение теплопроводности. Места утечки тепла могут быть выявлены с помощью тепловизора.

7.5.6 Все обнаруженные дефекты подлежат измерению по всем необходимым параметрам и точному нанесению на схемы визуально-измерительного контроля металлоконструкций РВС. При возможности, к схеме прилагаются фотоматериалы с изображением дефектов.

7.5.7 К поверхностным дефектам основного металла относятся

- коррозионное повреждение - сплошное, местное, язвенное, пятнистое и сквозное;

- царапины, наиболее опасны царапины поперек листа;

- плены, представляющие собой тонкие металлические корки в форме языков на поверхности металла, вытянутые в продольном направлении листа.

- местные оплавления металла и вырывы, представляющие собой углубления произвольной формы и глубины, образовавшиеся, как правило, в процессе монтажа (ремонта) при срезании или отрыве приспособлений;

- неметаллические включения - шлак, порода, окалина и др.;

Все вышеназванные дефекты приводят к уменьшению толщины стенки и местному ее ослаблению, некоторые дефекты создают концентрацию напряжений, поэтому должны быть выявлены и устранены.

7.5.8 К дефектам сварных швов относятся:

- несоответствие размеров швов требованиям проекта, СНиП и стандартов;

- кратер - образование в металле вследствие резкого обрыва дуги в конце сварки;

- подрез - канавка в основном металле вдоль сварного шва с одной или двух сторон;

- прожог - сквозное отверстие в сварном шве, образовавшееся в процессе вытекания сварочной ванны;

- непровар - неполное заполнение сварного соединения металлом;

- шлаковое включение и газовая пора - несплошность сварного соединения, которые могут располагаться в шве между отдельными слоями, внутри наплавленного металла и выходить на поверхность;

Вышеперечисленные дефекты уменьшают сечение шва и могут являться очагом концентрации напряжений и образования трещин.

7.6 Измерение толщины стенки

7.6.1 Цель ультразвуковой толщинометрии.

- Определение фактической толщины различных элементов резервуара.

7.6.2 Подготовительные (вспомогательные) работы при проведении измерений толщины металла элементов конструкции резервуара проводятся в следующем объеме:

- при проведении толщинометрии методом сканирования - зачищается полоса шириной 50 мм по всей длине необходимых замеров;

- при проведении толщинометрии точечным методом - в местах замеров зачищаются области размером 20x20 мм;

- зачистка производится до Rz 40 (до металлического блеска, шероховатость зачищенной поверхности 40 мкм)

7.6.3 Минимальный объем работ при проведении ультразвуковой толщинометрии:

- ультразвуковая толщинометрия вертикальной стенки с 1 по 3-й пояса выполняется из расчета не менее 9 точек на лист (низ, середина, верх - по 3 замера);

- ультразвуковая толщинометрия вертикальной стенки вдоль шахтной лестницы, начиная с четвертого пояса, производится не менее, чем в 3 точках на пояс (низ, середина, верх) по обе стороны от лестницы;

- толщина листов днища замеряется в объеме не менее, чем 3 точки на лист:

- толщина листов настила кровли замеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметрам в объеме не менее, чем 3 точки на лист;

- в кровле, где имеется значительный коррозионный износ, вырезается отверстие 500x500 мм и измеряется размер сечения элементов несущих конструкций;

- толщина листов понтона (плавающей крыши) измеряется на центральной части, а также коробах и ребрах жесткости;

- толщина металла патрубков и трубопроводов диаметром до 150 мм измеряется по 4-м диаметрально противоположным точкам, патрубков и трубопроводов диаметром более 150 мм -по 6-ти точкам;

- при невозможности проведения внутреннего осмотра, ультразвуковой толщинометрии методом сканирования подвергаются первые три пояса вертикальной стенки по четырем диаметрально противоположным образующим, при необходимости объем работ увеличивается в зависимости от состояния металла;

7.6.4 При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается минимальная величина из всех измерений.

7.6.5 При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка, кровли, центральной части понтона или плавающей крыши) принимается минимальная толщина отдельного листа.

7.6.6 Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

7.7 Неразрушающий контроль парных соединений

7.7.1 Цель проведения неразрушающего контроля сварных соединений:

- выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне;

7.7.2 Неразрушающий контроль сварных стыков проводится с использованием следующих методов:

- радиационных методов контроля;

- ультразвуковой дефектоскопии.

7.7.3 Подготовительные (вспомогательные) работы при неразрушающем контроле сварных соединений проводятся в следующем объеме:

- для проведения ультразвуковой дефектоскопии сварных швов поверхность металла зачищается до шероховатости Rz 40 на ширину, достаточную для проведения контроля;

- для проведения контроля сварных соединений радиационными методами поверхность металла зачищается от грязи, окалины и нефтепродуктов.

7.7.4 Объем применения каждого из указанных методов определяется Исполнителем на основании текущего состояния металлоконструкций резервуара на момент диагностирования.

7.7.5 Объем работ при проведении неразрушающего контроля сварных стыков радиационными методами:

- подвергаются 100 % перекрестий между первым и вторым поясами и 50 % перекрестий между вторым и третьим поясами вертикальной стенки, монтажный шов в объеме 100 %;

- все сварные швы приварки люков, патрубков и подводящих трубопроводов.

7.7.6 Контроль сварных соединений радиационными методами проводится после производства ремонтных работ на резервуаре, а также, при обследовании резервуаров, выведенных из эксплуатации, после их опорожнения и зачистки.

7.7.7 Контроль сварных соединений радиационными методами производится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. Перед просвечиванием сварные швы подвергаются внешнему осмотру. Дефекты обнаруженные при визуальном осмотре должны быть устранены.

7.7.8 Ультразвуковой контроль сварных швов проводится в следующем объеме:

- 100 % перекрестий между первым и вторым поясами и 50 % перекрестий между вторым и третьим поясами вертикальной стенки на расстояние 300 мм от пересечений сварных швов;

- остальные сварные швы - при необходимости, а также в случаях отсутствия сведений о контроле швов при изготовлении, монтаже резервуара и при проведении предыдущего диагностирования.

- оформление результатов должно производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 14782-86.

7.7.9 Ультразвуковой контроль проводится как на резервуарах, выведенных из эксплуатации, так и на резервуарах, находящихся в процессе эксплуатации.

7.7.10 Ультразвуковой контроль производится только при положительной температуре воздуха от плюс 5 °С до плюс 55 °С.

7.8 Акустико-эмиссионное обследование

7.8.1 Цель акустико-эмиссионного контроля:

- обнаружение и регистрация развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла, оценка коррозионного состояния днища и выявление зон потенциальной утечки продукта, в том числе, без вывода резервуара из эксплуатации или существенного изменения режима его работы.

7.8.2 Требования к аппаратуре и оборудованию для акустико-эмиссионного контроля:

- для проведения акустико-эмиссионного контроля допускаются многоканальные акустико-эмиссионные системы соответствующие требованиям ПБ 03-593-03.

7.8.2.1 Контроль рекомендуется совмещать с гидроиспытаниями резервуара.

- Нагружение резервуара осуществляется, путем налива жидкости (вода, продукт хранения).

7.8.3 Объем работ при проведении AЭ контроля:

- AЭ контроль производится в соответствии с требованиями ПБ 03-593-03:

- объем работ определяется организацией проводящей контроль;

- AЭ контролю подвергается днище и обечайка резервуара;

- при контроле обечайки, в случае положительных результатов анализа эксплуатационной документации, предыдущих обследований, а также визуального осмотра, допускается проводить AЭ контроль только монтажных и уторного швов.

7.8.4 Для контроля днищ рекомендуется применение, помимо датчиков AЭ, устанавливаемых на внешнюю сторону обечайки резервуара, одного или нескольких герметичных датчиков AЭ, погружаемых непосредственно в продукт, которым производится налив. Особенно актуально использование погружных ПАЭ при больших диаметров или в случае сильного затухания AЭ сигнала.

- Рекомендуется применять герметичные датчики, совмещенные с предусилителями.

- Погружаемый AЭ датчик, может крепиться непосредственно на днище резервуара, с помощью магнитного крепления, либо находиться на расстоянии от него, на уровне наружных датчиков установленных на нижнем поясе резервуара, выше донного осадка.

- В случае нагружения резервуара легковоспламенимым продуктом, допускается использование погружных ПАЭ только во взрывобезопасном исполнении.

7.8.5 Предварительная подготовка и испытания

7.8.5.1 Перед началом работ проводятся предварительные исследования акустических свойств объекта контроля, с целью выбора частотного диапазона, в котором будут проводится измерения, параметров работы аппаратуры, скорости распространения AЭ сигнала (для выбранного частотного диапазона) и его затухания.

7.8.5.2 При измерении скорости распространения и затухания сигнала выбирают представительную часть объекта без патрубков, проходов и т.д.

7.8.5.3 В случае необходимости разрабатываются мероприятия по снижению акустических шумов.

7.8.5.4 Места установки преобразователей должны быть зачищены до Rz40 (металлический блеск).

7.8.5.5 Расстановка ПАЭ на объекте контроля.

- по результатам предварительных исследований с учетом геометрических размеров резервуара, выбирается необходимое количество ПАЭ, схема их расстановки и количество локационных групп.

- Для определения координат источников AЭ, расстояние между ПАЭ выбирают таким образом, чтобы сигнал от имитатора AЭ (излома карандаша), расположенного в любом месте контролируемой зоны, обнаруживался тем минимальным количеством преобразователей, которое требуется для расчета координат;

- Каждый преобразователь AЭ должен быть установлен непосредственно на поверхность объекта через контактную смазку;

- Необходимо предусмотреть крепление кабеля и предусилителя, во избежание внесения дополнительных акустических шумов;

- Базовые преобразователи размещаются на равном расстоянии друг от друга, на одной высоте выше уровня донных отложений.

- Базовые датчики используются для контроля и днища и обечайки;

- Для локационного контроля обечайки, дополнительно к базовым, устанавливают один или два пояса ПАЭ, таким образом, чтобы обеспечить контроль, как минимум, 3-х нижних поясов обечайки;

7.8.6 Нагружение объекта и AЭ контроль.

7.8.6.1 AЭ контроль проводят после выполнения подготовительных и настроечных работ в процессе нагружения объекта и выдержки нагрузки на заданном уровне.

7.8.6.2 При контроле резервуара испытательный уровень взлива продукта должен быть на 5% выше разрешенного рабочего.

7.8.6.3 Время выдержки на максимальном уровне взлива должно быть не менее 40 минут.

7.8.6.4 График нагружения согласовывается с Заказчиком и оператором перед проведением диагностических работ.

7.8.6.5 Необходимо обеспечить связь с оператором, контролирующим нагружение объекта.

7.8.6.6 Нагружение объекта контроля должно проводиться плавно со скоростью, при которой не возникают акустические шумы, превышающие допустимый уровень.

7.8.6.7 В процессе нагружения допускается изменение чувствительности усилительных трактов и уровня порога дискриминации сигнала с обязательной регистрацией момента и значения внесенных изменений и обоснованием, приведенным в протоколе AЭ контроля.

7.8.6.8 В процессе нагружения необходимо непрерывно наблюдать на экране монитора обзорную картину AЭ излучения испытуемого объекта.

7.8.6.9 Испытания прекращаются досрочно в случаях, когда регистрируемый источник AЭ достигает IV класса опасности по ПБ 03-593-03. В этом случае взлив должен быть немедленно прекращен, объект разгружен, испытание либо прекращено, либо выяснен источник AЭ и оценена безопасность продолжения испытаний.

7.8.6.10 Показателем катастрофического развития дефекта, например ускоренного роста трещины приводящего к разрушению, может служить быстрое (экспоненциальное) нарастание суммарного счета, амплитуды импульсов или энергии.

7.8.7 Обработка полученных результатов проводиться в соответствии ПБ 03-593-03.

7.8.8 Зарегистрированные источники AЭ классифицируются по степени опасности, согласно ПБ 03-593-03 и идентифицируются другими методами неразрушающего контроля (визуально-измерительным, ультразвуковым и т.д.).

7.8.9 Документальное оформление результатов проводится в соответствии с ПБ 03-593-03.

7.9 Измерение отклонения стенки резервуара от вертикали, нивелирование окрайки днища, фундаментов трубопроводов и шахтной лестницы, обвалования.

7.9.1 Цель проведения работ по измерению отклонения стенки резервуара от вертикали, нивелирования окрайки днища, фундаментов трубопроводов и маршевой лестницы, обвалования:

- выявление действительной геометрической формы резервуара, неравномерности осадки основания, расчет достаточности объема обвалования.

7.9.2 Измерение отклонений образующих стенки от вертикали.

7.9.2.1 Измерение отклонений образующих стенки от вертикали производится в следующем объеме:

- на уровне верха каждого пояса вдоль вертикальных сварных швов, расстояние между точками замеров не менее, чем 6 м вдоль окружности;

- при наличии технической возможности измерения проводятся дважды при заполненном и пустом резервуаре, для выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой;

- при наличии местных отклонений or проектной формы производятся дополнительные замеры в объеме, достаточном для определения их размеров;

7.9.2.2 Измерения выполняются с помощью теодолита или каретки, вертикально перемещающейся по стенке резервуара. Для отсчета показаний по линейке используют отвес, перекинутый через блок каретки, или теодолит.

7.9.2.3 На резервуарах рулонного изготовления на стыке соединения двух кромок рулона (монтажный шов) образуется угловатость. Угловатость способствует образованию концентрации напряжений. За показатель угловатости принимается стрела прогиба f от проектной формы стенки резервуара. Стрела прогиба f измеряется с помощью шаблона. Длина (база) шаблона 500 мм.

7.9.2.4 Измерение геометрической формы корпуса и угловатости монтажных стыков резервуара должно выполняться после строительства, при каждом полном и частичном обследовании, а также в процессе эксплуатации каждый раз при обнаружении видимых изменений в геометрической форме.

7.9.2.5 Максимально допустимые величины отклонений образующих стеики от вертикали для резервуаров, находящихся в эксплуатации менее 5 лет приведены в табл. 1:

Таблица 1.

Максимально допустимые отклонения образующих стенки от вертикали для резервуаров, находящихся в эксплуатации менее 5 лет (в соответствии с ПБ 03-381-00)

Наименование параметров	Предельное отклонение, мм
Отклонение от вертикали верха стенки (Н_ст).	±1/200 Н_ст
Отклонение от вертикали образующих на высоте каждого пояса (Н_п). Примечание. Не допускается наличие предельных отклонений разных знаков не уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте.	±1/200 Н_п + 10
Местные отклонения от проектной формы (на длине 1 м):
- листов толщиной до 6 мм;	±16
- свыше 6 мм до 12 мм;	±14
- свыше 12 мм.	±12
Местные отклонения от проектной формы в зонах монтажных сварных швов (угловатость).	В соответствии с требованиями проекта КМ

7.9.2.6 Максимально допустимые отклонения от вертикали образующих стенки резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет могут быть увеличены:

- при сроке эксплуатации более 5 лет - в 1,3 раза,

- при сроке эксплуатации более 20 лет - в 2 раза.

7.9.3 Нивелирование днища

7.9.3.1 Работы по измерению отклонения от горизонтали наружного контура днища проводятся в следующем объеме:

- в точках, отстоящих друг от друга не более, чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса);

7.9.3.2 Нивелирная съемка должна выполняться каждый раз в одних и тех же точках, закрепленных марками во время гидравлического испытания после строительства.

7.9.3.3 Величины осадок основания резервуара определяют, сравнивая результаты нивелирования с постоянной абсолютной отметкой репера. Могут быть использованы грунтовые реперы или реперы, заложенные в стенах здания или сооружений.

7.9.3.4 Предельные отклонения отметок наружного контура днища для резервуаров, находящихся в эксплуатации менее 5 лет, не должны превышать значений, регламентированных в ПБ 03-381-00 (табл. 2):

Таблица 2.

Максимальные отклонения отметок наружного контура днища для резервуаров, находящихся в эксплуатации менее 5 лет

Наименование параметров	Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм
Наименование параметров	До 12 м	Св. 12 м до 25 м	Св. 25 м
Местные отклонения от проектной формы в зонах радиальных монтажных сварных швов кольца окраек (угловатость)	±3
Подъем окраек в зоне сопряжения с центральной частью днища	60	70	80
Отметка наружного контура днища.
При пустом резервуаре:
- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру;	10	15	15
- разность отметок любых других точек.	20	25	30
При залитом резервуаре:
- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру;	20	25	30
- разность отметок любых других точек.	30	35	40

7.9.3.5 Максимально допустимые отклонения от горизонтали наружного контура днища резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет могут быть увеличены:

- при сроке эксплуатации более 5 лет - в 1,3 раза;

- при сроке эксплуатации более 20 лет - в 2 раза.

7.9.3.6 Разница осадок резервуара со стороны запорной арматуры и фундамента запорной арматуры не должна превышать 15 мм.

7.9.3.7 В случае превышения отклонений отметок наружного контура днища от указанных в табл. 2 основание резервуара должно быть отремонтировано.

7.9.3.8 Высота хлопунов при диаметре днища до 12 м не должна превышать 150 мм, и площадь -2 м², при диаметре днища более 12 м высота их не должна быть более 180 мм, и площадь - 5 м². При большей высоте или площади дефект днища должен быть исправлен.

7.9.4 Нивелирование фундамента маршевой лестницы и трубопроводов производится по 4-м замерам.

7.9.5 Количество точек измерения величины обвалования должно быть достаточным для определения объема обвалования, но не менее 8-ми точек

7.10 Измерение твердости металла.

7.10.1 Цель проведения работ по измерению твердости:

- определение фактических значений твердости металла с целью выявления возможных потерь металлом своих механических свойств.

7.10.2 Подготовительные (вспомогательные) работы при проведении измерений твердости металла производятся в следующем объеме:

- поверхность основного металла вертикальной стенки и кровли зачищают до шероховатости Rz 40 в местах замеров, площадь зачищаемого участка 20x20 мм.

7.10.3 Объем работ при проведении измерений твердости:

- Измерения твердости проводятся в точках проведения ультразвуковой толщинометрии.

- Измерение твердости металла вертикальной стенки с 1 по 3-й пояса выполняется из расчета не менее 9 точек на лист (низ, середина, верх / по 3 замера).

- Измерение твердости металла вертикальной стенки вдоль шахтной лестницы, начиная с четвертого пояса, производится не менее, чем в 3 точках на пояс (низ, середина, верх) по обе стороны от лестницы.

- Измерение твердости металла листов днища замеряется в объеме не менее, чем 3 точки на лист.

- Измерение твердости металла листов настила кровли замеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметрам в объеме не менее, чем 3 точки на лист.

- Твердость металла патрубков и трубопроводов диаметром до 150 мм измеряется по 4-м диаметрально противоположным точкам, патрубков и трубопроводов диаметром более 150 мм по 6-ти точкам.

7.10.4 Места измерения твердости металла элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

7.10.5 При измерении твердости металла листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную твердость принимается средняя величина из всех измерений.

7.11 Дополнительные методы контроля.

7.11.1 Выявление дефектов и определение концентрации напряжений методом инфракрасной термографии.

7.11.1.1 Метод инфракрасной термографии предназначен для выявления и измерения концентраторов напряжения, остаточных напряжений в металлоконструкциях резервуаров путем регистрации тепловизором температурного поля металлоконструкции по электромагнитному излучению, возникающему при упругопластическом деформировании металлоконструкций нагрузочными тестами.

7.11.1.2 Для регистрации и измерения температурного поля конструкции применяют быстродействующие тепловизионные камеры с температурным разрешением не более 0,1-0,2°С.

7.11.1.3 Нагрузочные тесты должны соответствовать следующим требованиям:

- циклическое нагружение стенки резервуара осуществляют в диапазоне 0,8...1,0 H_max путем заполнения резервуара жидкостью;

- длительность теста определяется коэффициентом запаса прочности стенки резервуара, уровнем концентрации напряжений в области дефекта или концентратора, коэффициентом излучения поверхности, разрешающей способностью камеры и может изменяться от 0,5 до 6 мин.

7.11.2 Зондирование основания резервуара

7.11.2.1 Целью зондирования является обнаружение зоны утечки нефтепродуктов через днище, повышенного коррозионного износа днища при высоком уровне грунтовых вод.

7.11.2.2 Сущность метода заключается в измерении сопротивления или электрической емкости грунта под днищем резервуара с целью выявления факта наличия и места нахождения утечек нефтепродуктов по месту обнаружения диэлектрических аномалий. Аномалия с повышенной, по сравнению с фоновыми значениями, удельной проводимостью или диэлектрической проницаемостью относят к скоплению ржавчины или воды в месте нахождения хлопуна. Аномалии с пониженной проводимостью или меньшей величиной диэлектрической проницаемости относят к скоплению нефти и нефтепродуктов в грунте подушки резервуара.

7.11.3 Исследование механических свойств, химического состава и структуры стали

7.11.3.1 Исследование механических свойств, химического состава, а также структуры металла, выполняется в случае необходимости для установления их соответствия требованиям проекта или с целью выяснения изменения их под влиянием эксплуатационных факторов и времени. Проводится обязательно при определении остаточного ресурса резервуаров, выработавших срок эксплуатации.

7.12 Оформление результатов контроля.

7.12.1 Протоколы по результатам натурных работ и схемы контроля должны быть заполнены в соответствии с рекомендуемыми формами, приведенными в Приложениях И-Ц, и должны содержать:

- паспортные данные об обследуемом резервуаре, его технологический, регистрационный и инвентарный номера, а также его размеры и объем, месторасположение резервуара, сведения о Заказчике;

- результаты контроля;

- соответствие фактически выявленных параметров требованиям нормативов;

- информацию об операторе, проводившем контроль и специалисте, выдавшем заключение по результатам контроля (ФИО, номер удостоверения), дату контроля.

7.12.2 На схемы визуально-измерительного контроля наносится месторасположение дефектов и их размеры. На схему ультразвуковой толщинометрии наносятся замеренные толщины согласно данной инструкции, а также наносятся границы проведения сканирования.

7.12.3 Результаты ультразвукового контроля должны оформляться в соответствии с ГОСТ 14782-86. На схеме проведения ультразвуковой дефектоскопии и рентгенографии сварных соединений указываются положения проконтролированных перекрестий с расположением снимков, либо зоны сканирования и местоположение относительно оси стыка датчика дефектоскопа.

7.12.4 Значения вертикальных и горизонтальных отклонений также наносят на схеме на места замеров.

8 РАСЧЕТЫ НА ПРОЧНОСТЬ, УСТОЙЧИВОСТЬ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА.

На основании данных, полученных в ходе анализа документации, натурного обследования и дефектоскопии металлоконструкций резервуара производятся расчеты резервуара на прочность, устойчивость и определение остаточного ресурса

8.1 Цель проведения расчетов на прочность, устойчивость и остаточного ресурса

- Определение соответствия технического состояния резервуара требованиям действующей нормативно-технической документации и действующим на него нагрузкам и воздействиям.

- Определение остаточного ресурса резервуара в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

8.2 Виды и объем расчетов

8.2.1 Расчеты проводятся в соответствии с РД 153-112-017-97, РД 08-95-95.

8.2.2 Для определения остаточного ресурса проводятся следующие расчеты:

- Поверочный расчет стенки резервуара на прочность

- Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость

- Расчет остаточного ресурса по критерию коррозионного износа

- Расчет остаточного ресурса по критерию малоцикловой усталости (при необходимости).

8.3 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность

8.3.1 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность проводится с целью соответствия текущего технического состояния резервуара действующим на нега нагрузкам и воздействиям, а также определения фактических значений напряжений металла резервуара.

8.3.2 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность производится с учетом требований РД 153-112-017-97.

8.3.3 Условие прочности выполняется, если для каждого пояса резервуара выполняется следующее соотношение:

(8.1)

- где s - напряжение в расчетном поясе резервуара, МПа;

- n₁ - коэффициент перегрузки для гидростатического давления n₁ = 1,0;

- с - плотность нефтепродукта, принимается наибольшее значение плотности продукта, хранимого в данном резервуаре, кг/м³;

- Н - высота взлива нефтепродукта, м;

- X - расстояние от днища резервуара до расчетного уровня, м;

- n₂ - коэффициент перегрузки для избыточного давления и вакуума, n₂ = 1,2;

- Р_u - нормативная величина избыточного давления в пространстве под кровлей резервуара, Р_u = 0,2 кПа;

- r - радиус резервуара (принять по проекту), м,

- -минимальная выявленная толщина стенки резервуара в расчетном поясе, м;

- g_c - коэффициент условия работы, для 1-го пояса стенки g_c = 0,7; для всех остальных поясов g_с = 0,80;

- - расчетное сопротивление стали по пределу текучести, МПа.

8.4 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость

8.4.1 Проверка устойчивости производится в соответствии с РД 153-112-017-97 по формуле:

(8.2)

- где s₁ и s₂ - соответственно расчетные осевые и кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа;

- s₀₁, s₀₂ - соответственно критические осевые и кольцевые напряжения;

- g_с - коэффициент условия работ, g_с = 1,

8.4.2 Расчетные осевые напряжения определяются по формуле:

(8.3)

- где n₃ - коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, n₃ = 1,05;

- Q_п - вес покрытия резервуара (принять по проекту), МН;

- Q_ст - вес вышележащих поясов стенки, МН;

- Q_сн - нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие, МН;

- Q_вак - нормативная нагрузка от вакуума на покрытие, МН;

- n₅ - коэффициент надежности по снеговой нагрузке.

8.4.2.1 Полное нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие определяется по формуле:

Q_сн = q m k₁ p r² (8.4)

- где q - нормативное значение веса снегового покрытия на 1 м² горизонтальной поверхности земли, МН/м²;

- m - коэффициент перехода от веса снегового покрытия на земле к снеговому покрову на покрытие;

- k₁ - коэффициент, принимаемый по рекомендациям СНиП 2.01.07-85.

8.4.2.2 Вес вышележащих поясов стенки резервуара определяют по формуле:

(8.5)

- где b - номер (значение номера) последнего пояса, отсчет поясов начинать снизу;

- h_i - высота i-го пояса стенки резервуара, при соединении листов встык принять равной 1,5 м;

- g_ст - удельный вес стали, МН/м³.

8.4.2.3 Нормативная нагрузка от вакуума на покрытие:

(8.5)

- где P_вак - нормативное значение вакуума в газовом пространстве.

8.4.2.4 Осевые критические напряжения определяются по формуле:

(8.6)

- где с – коэффициент, определяемый по таблице 3:

- E - модуль упругости стали Е = 2 · 10⁵ МПа.

Таблица 3.

Значения коэффициента с

r/d	600	800	1000	1500	2500
c	0,11	0,09	0,08	0,07	0,06

8.4.3 Расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара определяют по формуле:

(8.7)

- где Р_в - нормативное значение ветровой нагрузки на резервуар, МПа;

- n_в - коэффициент надежности ветровой нагрузки, n_в = 0,5;

- - средняя арифметическая толщина стенки резервуара

(8.8)

- где d_i - реальная толщина i-го пояса стенки, см.

8.4.3.1 Нормативное значение ветровой нагрузки определяется по формуле:

Р_в = w₀ K₂ С₀ (8.9)

- где С₀ - аэродинамический коэффициент;

- w₀ - нормативное значение ветрового давления, МПа;

- K₂ - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте.

8.4.3.2 Критические кольцевые напряжения определяются по формуле:

(8.10)

- где h₀ - высота резервуара, м.

8.5 Расчет остаточного ресурса по критерию малоцикловой усталости

8.5.1 Остаточный ресурс стенки резервуара при малоцикловом нагружении можно определить на основе механики малоциклового разрушения.

8.5.2 Остаточный ресурс стенки резервуара в соответствии с РД 153-112-017-97 определяют как сумму циклов по двум стадиям циклического разрушения:

N_с = N₀ + N_p (8.11)

- где N₀ - число циклов до образования макротрещин;

- N_p - число циклов до образования лавинообразной трещины.

8.5.3 Число циклов до образования макротрещины можно определить по формуле:

(8.12)

- где Е - модуль упругости, Е = 2 · 10⁵, МПа;

- y - относительное сужение, определяемое экспериментальным путем или по справочным данным;

- n_s - коэффициент запаса по напряжениям, n_s = 2;

- - амплитуда условных напряжений в расчетной точке стенки резервуара, МПа;

- s_-1 - предел выносливости для стали, МПа;

- j_с - коэффициент, учитывающий снижение характеристик в результате сварки, для малоуглеродистой стали при ручной дуговой сварке j_с = 0,8, при автоматической дуговой сварке j_с = 0,9;

- n_N - коэффициент запаса по долговечности, n_N = 10.

8.5.3.1 Амплитуду условных напряжений в расчетной точке стенки резервуара определяют следующим образом:

если 2s_а £ s_т, то £ s_а.

где s_т - предел текучести металла стенки, определяемый при механических испытаниях или по строительным нормам, МПа;

- s_а - амплитуда напряжений в расчетной точке стенки:

s_а = 0,5 K_s · s_н (8.13)

- где s_н - номинальное напряжение в стенке:

(8.14)

- где Н_max - наибольший уровень нефтепродукта в резервуаре.

если, 2 s_a > s_т,

то s_а = K_e d_н / 2 (8.15)

- где K_e - коэффициент концентрации деформации в упругопластической зоне, определяемый по зависимости Нейбера:

, (8.16)

- где a₀ - теоретический коэффициент концентрации напряжений (табл. 4);

- K_s - коэффициент концентрации напряжений в упругопластической зоне:

(8.17)

Значения предела текучести s_т и предела прочности s_в следует принимать:

- если при испытаниях значения s_т и s_в соответствуют требованиям действовавших во время строительства государственных стандартов и технических условий на сталь - по минимальному значению, указанному в этих документах;

- если при испытаниях значения s_т и s_в ниже предусмотренных государственными стандартами или техническими условиями на сталь, действовавшими во время строительства - по минимальному значению, полученному при испытаниях.

Таблица 4.

Значения коэффициента концентрации напряжений

Соединения	K_s = a₀
Стыковое, при обычном усилении	1,9
Стыковое, в случае пересечения его продольным швом	2,4
Прикрепление планок, ребер и других вспомогательных элементов	3,0
Нахлесточное с обваркой по контуру	3,6
Нахлестанное с фланговыми швами	5,0

8.5.4 Остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии должен вычисляться по формуле:

N_oc = N₀ (1 - b_kc) (8.17)

- b_kc - коэффициент влияния среды, для частот до 1,0 Гц.

b_kc = l ln N (8.18)

- где l - коэффициент коррозии (табл. 5) (уменьшение частоты на один порядок приводит к увеличению на 10...15 %).

Таблица 5.

Значения коэффициента коррозии

Коррозионная среда	l
При осуществлении специальных мер по снижению коррозии	0,02...0,05
Без применения мер по снижению коррозионного воздействия	0,1

8.5.5 Зная остаточный ресурс резервуара, остаточный срок службы можно определить по формуле:

(8.19)

- где n₀ - годовая оборачиваемость или число полных циклов заполнения резервуара, 1/год.

8.5.6 Расчет ресурса стенки резервуара до образования лавинообразной трещины

Рекомендуется следующий порядок расчета остаточного ресурса по числу циклов в связи с ростом трещины.

8.5.6.1 Выявляют неразрушающими методами контроля максимальную длину (глубину) начальной трещины L₀ и определяют значение критического коэффициента интенсивности напряжений K_ic экспериментально или расчетным методом.

8.5.6.2 Определяют критическую длину трещин L_кр по формуле:

(8.20)

8.5.6.3 Вычисляют размах коэффициента интенсивности напряжений по формуле:

(8.21)

- где Ds = s_max - s_min.

8.5.6.4 Экспериментально определяют значения постоянных материала A и n.

8.5.6.5 Остаточный ресурс стенки резервуара на стадии развития трещины определяется числом циклов, соответствующих росту трещины от начальной длины L₀ до критической L_кр и вычисляется по формуле:

(8.22)

8.5.6.6 Остаточный срок службы резервуара определяется по формуле:

(8.22)

8.6 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию коррозионного износа

8.6.1 При обследовании резервуара должны быть определены: площадь поверхности, подвергшейся коррозии, площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое измерение, степень неравномерности коррозии и необходимое число измерений.

8.6.2 Метод обработки результатов измерений в соответствии с РД 153-112-017-97.

8.6.2.1 Статистическая обработка результатов измерений включает:

- определение минимального необходимого числа измерений (объем выборки);

- оценка однородности полученной выборки;

- определение коэффициента вариации и параметров распределения глубины коррозии;

- определение максимальной глубины коррозии по элементам конструкции.

8.6.2.2 Выбор необходимого минимального числа точек измерения на поверхности элемента корпуса резервуара (стенка, кровля, днище, плавающая крыша) следует осуществлять в зависимости от требуемой доверительной вероятности оценки g, допустимой ошибки D и степени неравномерности коррозии, характеризующейся коэффициентом вариации глубин коррозии.

8.6.2.3 Величина коэффициента вариации v ориентировочно может быть выбрана:

- при малой неравномерности коррозии до 0,2;

- при значительной 0,3-0,5;

- при сильной - свыше 0,5,

8.6.2.4 Доверительную вероятность g выбирают не менее 0,90, максимальную допустимую относительную ошибку D принимают равной 0,10.

8.6.2.5 Оценка однородности данных.

Поскольку различные участи поверхности металла при эксплуатации могут подвергаться различной интенсивности коррозии, то полученные данные необходимо проверить на однородность. Для этого последовательно проверяют выборки на однородность по критерию Стьюдента.

8.6.2.6 Коэффициент вариации v глубины коррозии по поверхности определяют по формуле:

(8.23)

- где - средняя глубина коррозии, мм.

8.6.2.7 По известному значению v по справочнику выбирают значения параметров распределения Вейбулла b и K_b.

8.6.2.8 По средней глубине коррозии определяют значение параметра масштаба:

(8.24)

8.6.2.9 Определение максимальной глубины коррозии обследуемой конструкции.

Максимальная глубина коррозионного повреждения конструкции определяется путем непосредственного измерения.

При невозможности измерения всех участков конструкции производят измерение глубины коррозии на отдельных участках. Максимальную вероятную глубину коррозии на всей поверхности, подлежащей обследованию, определяют расчетом по формуле:

(8.25)

- где g - требуемая достоверность оценки;

- М = F / F₀ - показатель масштаба;

- F - площадь поверхности, подлежащая обследованию;

- F₀ - площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое измерение.

8.6.3 Прогнозирование остаточного срока службы резервуара.

Прогнозирование остаточного срока службы резервуара осуществляют на основании расчета остаточного срока службы всех элементов резервуара (i-ый пояс стенки, днище, кровля) и определения минимального значения этой величины:

Т = min Tⁱ (8.26)

8.6.3.1 Остаточный срок службы элемента резервуара оценивают по формуле:

(8.27)

- где - средняя толщина i-го элемента, мм;

- - минимально допустимая толщина i-го элемента, мм;

- - средняя скорость коррозии i-го элемента, мм/год:

(8.28)

- Т₁ - время эксплуатации резервуара между обследованиями.

8.6.3.2 Скорость коррозии элемента может значительно отличаться от средней величины. Тогда с учетом разброса:

(8.29)

- где a - коэффициент, учитывающий разброс скоростей коррозии.

- При v = 0,2 получают a = 0,88, при v = 0,5 a = 0,575, при v = 0 a = 1.

8.6.3.3 Максимальную скорость коррозии можно определить из зависимости:

(8.30)

8.6.3.4 Гарантированный остаточный срок службы элемента резервуара по критерию коррозионных повреждений вычисляется по формуле:

(8.31)

8.6.3.5 За гарантированный остаточный срок службы резервуара по критерию коррозионных повреждений принимают величину.

(8.32)

8.7 Выбор критериев оценки предельного состояния резервуара

8.7.1 Резервуар является сооружением, состоящим из неравноизносостойких элементов, так как разные части (крыша, стенка, днище) изнашиваются и стареют по-разному. Критерии оценки допустимого состояния для каждого из элементов резервуара выбираются исходя из их технического состояния.

8.7.2 Резервуар нельзя эксплуатировать, если хотя бы один элемент резервуара достиг своего предельного состояния.

8.7.3 Критериями оценки предельного состояния элементов резервуара принимают в соответствии с РД 153-112-017-97:

- для стенки и окрайков днища - минимально допустимую толщину металла или максимальные напряжения в металле, соответствующие этой толщине;

- для крыши и центральной части днища - минимально допустимую толщину металла и герметичность.

8.7.4 Условие прочности будет выполняться в том случае, если толщина стенки будет равна или больше величины, определяемой по формуле:

(8.33)

- где d_min - минимальная толщина пояса, мм;

- r - плотность нефтепродукта, кг/м³;

- h - расчетная высота жидкости для рассматриваемого пояса резервуара, м;

- х - величина, на которую уменьшают расчетную высоту столба жидкости (если пояса между собой сварены встык, то для первого пояса принимается х = 0,3 м, для остальных поясов х = 0; если пояса между собой сварены нахлесточным швом, то для всех поясов х = 0,3 м);

- n₁ - коэффициент перегрузки для жидкости, n₁ = 1,0;

- n₂ - коэффициент перегрузки для газа, n₂ = 1,2;

- P_u - избыточное давление в газовом пространстве резервуара, для резервуара с понтоном P_u= 0, для стационарной крыши без понтона P_u принимается по проекту резервуара, МПа;

- g_с - коэффициент условий работы 0,8...0,85;

- - расчетное сопротивление стали, МПа (принимается по СНиП II-23-81).

8.7.5 Если толщина листа какого-либо пояса по результатам измерений оказалась меньше расчетной по формуле (8.33), то этот лист или пояс бракуют и заменяют новым.

8.7.6 Предельно допустимый износ листов центральной части днища и понтона не должен превышать 50 % проектной величины.

8.7.7 Листы настила кровли резервуаров с избыточным давлением в газовом пространстве отбраковываются и заменяются при сплошном коррозионном износе на 50 % и более от проектной величины. Листы кровли резервуаров без избыточного давления (резервуары с понтоном и резервуары для темных нефтепродуктов) отбраковываются и заменяются при сплошном коррозионном износе на 70 % и более от проектной величины. Во всех случаях для днища и настила кровли должно соблюдаться условие герметичности.

8.7.8 Вопрос замены листов окрайки днища решается расчетом узла сопряжения стенки с днищем. При сплошном коррозионном износе на 30 % листы окрайки днища подлежат замене. Если имеется точечная коррозия, она должна быть учтена при расчете допустимой толщины для листов четырех нижних поясов и окрайки.

9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ТЕХНИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ

Заключение о техническом состоянии резервуара должно содержать следующую информацию:

- краткие сведения об объекте контроля,

- анализ на соответствие проектным и техническим условиям,

- результаты визуально-измерительного контроля осмотра,

- результаты ультразвуковой толщинометрии,

- результаты измерений геометрической формы корпуса и нивелирования основания резервуара и отмостки,

- результаты неразрушающего контроля сварных соединений,

- выводы о состоянии конструктивных элементов и резервуара в целом по результатам натурных работ,

- оценку остаточного ресурса (при необходимости),

- расчет на прочность резервуара (при необходимости),

- расчет устойчивости (при необходимости).

- заключение о пригодности резервуара и рекомендации к его дальнейшей эксплуатации (включая допустимые технологические параметры),

- для недопустимых дефектов и отклонений, в случае возможности их устранения, - рекомендации по проведению ремонта.

10 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

10.1 Общие положения

10.1.1 Работники, занятые на обследовании и дефектоскопии резервуаров, должны хорошо знать и выполнять:

- нормативные документы по охране труда и технике безопасности, принятые на предприятии-Заказчике («инструкция по охране труда по ремонту и обслуживанию электрооборудования», инструкция по общеобъектовым требованиям пожарной безопасности», «инструкция по организации работ повышенной опасности», «инструкция по безопасности ведения работ на высоте» и

- меры по безопасности при работе с источниками ионизирующих излучений;

- меры безопасности при работе с электрическими приборами и приемы оказания первой помощи пострадавшим при поражении электрическим током;

- меры безопасности при выполнении работ на высоте с применением подъемно-транспортных средств;

- токсические, огне- и взрывоопасные свойства нефтепродуктов, приемы оказания первой помощи при отравлениях.

10.1.2 Повседневный контроль за выполнением мероприятий по охране труда и технике безопасности выполняет руководитель работ.

10.1.3 Перед проведением дефектоскопии руководитель работ проверяет готовность резервуара к обследованию, получает у руководителя объекта акт о готовности резервуара к проведению намечаемых работ и справку анализа воздуха в резервуаре.

10.2 Меры безопасности при работе с электроприборами

10.2.1 При работе с электроприборами наиболее опасным видом травм является поражение электрическим током, который оказывает на человеческий организм различные действия:

- тепловые (ожог);

- химические (электролиз крови);

- физические (разрыв тканей и костей);

- биологические, нарушающие жизненные функции человеческого организма.

10.2.2 Тяжесть поражения электрическим током зависит от силы тока, его частоты, продолжительности действия, состояния организма пострадавшего и окружающей среды. Опасной для жизни считается сила тока 10 миллиампер и выше, наиболее опасная частота 40-60 Гц.

10.2.3 При обследовании резервуаров необходимо использовать приборы, которые имеют автономное питание или могут работать от сети переменного тока напряжением 220 вольт. Если используются приборы напряжением 220 вольт, принимаются меры, исключающие соприкосновение тела человека и токоведущих частей и проводки с металлом резервуара, для чего необходимо:

- усилить изоляцию в местах ввода электропроводки в резервуар;

- исключить совместную прокладку заземляющего провода и электропроводки;

- исключить прокладку электропровода в сырых местах резервуара;

- питающие провода не должны иметь оголенных мест.

10.2.4 Штепсельная розетка или рубильники устанавливаются за обвалованием резервуара. На время работы у розетки или рубильника поставить проинструктированного работника, который не допустил бы к пульту управления посторонних лиц.

10.2.5 На рабочем месте под ноги укладывается резиновый коврик или надевается резиновая обувь. Резиновые защитные средства не должны иметь проколов, трещин, после употребления хранить их в чистом виде в шкафах или ящиках отдельно от инструмента. Запрещается пользоваться защитными средствами, не имеющими клейма с указанием даты испытания.

10.2.6 Прибор заземляется, провод заземления должен быть сечением не менее половины фазной жилы и не менее 1,5 мм².

10.2.7 В случае обнаружения неисправности в приборе, наличия напряжения на корпусе немедленно дать команду помощнику об отключении прибора от сети.

10.2.8 При всяком перерыве в работе (перемещение на другое место или прекращение подачи тока) необходимо вынуть штепсельную вилку из розетки или отключить ток рубильником.

10.2.9 В процессе работы следить за исправным состоянием токопроводящих проводов, не допускать перегрева прибора.

10.2.10 Разборка, ремонт или операции по переключениям электроприборов под напряжением категорически запрещаются.

10.3 Меры безопасности при выполнении работ на высоте

10.3.1 К работам на высоте относятся все работы, выполняемые выше 1 метра от уровня земли или рабочего настила. Работы, выполняемые на высоте более 5 метров, относятся к верхолазным. Лица, выполняющие верхолазные работы, проходят медицинскую проверку на пригодность к выполнению работ на высоте.

10.3.2 Все верхолазные работы выполняются с применением предохранительных поясов. Испытания поясов производятся через каждые шесть месяцев на статическую нагрузку 2,25 кН в течение 5 минут. Даты и результаты испытаний заносятся в журнал регистрации, а на поясе ставится дата следующего испытания.

10.3.3 Работа на высоте производится с лестницы или стремянки, которые устанавливаются под углом 75 градусов к горизонтальной плоскости.

10.3.4 Для изготовления лестниц и стремянок применяется выдержанный вполне сухой материал, сучковатость не допускается. Толщина тетив берется такой, чтобы лестница под тяжестью человека с инструментом и приборами не прогибалась. Ступеньки лестницы должны быть врезаны в тетивы, последние через каждые два метра стягиваются металлическими болтами.

10.3.5 Длина лестницы не должна превышать 5 метров.

10.3.6 Лестницы, сбитые гвоздями и без врезки ступеней в тетивы, применять запрещается.

10.3.7 Нижние концы лестниц должны иметь наконечники, исключающие возможность самопроизвольного сдвига.

10.3.8 Испытания лестниц через каждые 6 месяцев производятся нагрузкой 200 кг, приложенной к ступеньке, расположенной в средней части. При испытании лестницу ставят под углом 75 градусов к горизонтальной плоскости.

10.3.9 Результаты испытаний заносятся в журнал регистрации. Каждая лестница должна иметь регистрационный номер.

10.3.10 Раздвижные лестницы (стремянки) должны иметь прочное соединение, не позволяющее им произвольно раздвигаться.

10.3.11 Устанавливать лестницу на любые подставки (бочки, скамейки, столы и т.д.) запрещается.

10.3.12 Стоять под лестницей во время выполнения работ на ней запрещается.

10.3.13 Запрещается производить работы стоя на одной из верхних ступенек.

10.3.14 Для рабочих мест, расположенных выше 5 метров, применяются лестница и подмостки.

10.3.15 Строительство лесов и подмостков производится по рабочим чертежам, утвержденным главным инженером.

10.3.16 Настил лесов и подмостков выполняется из досок толщиной не менее 40 мм. Зазор между досками допускается не более 10 мм.

10.3.17 Концы досок должны перекрывать опоры на длину не менее чем на 200 мм. Вдоль лесов и подмостков ставятся ограждения высотой не менее 1 м.

10.3.18 Работы на лесах и подмостках производятся только после приемки рабочего места комиссией по акту.

10.3.19 Бригада для проверки состояния кровли резервуара должна состоять не менее чем из 2 человек.

10.3.20 Работы на кровле можно начинать только после проверки ее состояния руководителем работ.

10.3.21 Все работы на кровле производятся с применением предохранительных поясов и веревок. Один конец веревки крепится к поясу, другой у центральной стойки или к основанию патрубков арматуры.

10.3.22 Все операции с изменением положения веревки производит второй рабочий.

10.3.23 Запрещается:

- производить работы в дождь и гололед;

- работать на кровле, имеющей сквозные коррозионные повреждения;

- работать без предохранительных поясов и веревок;

- работать в сырой одежде и обуви;

- бросать инструмент с кровли или на кровлю;

- во избежание отравления смотреть в световой люк;

- работать на кровле, когда внутри резервуара находятся люди.

11 ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту	Москва, 1986
2. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов	ПБ 03-381-00
3. Правила технической эксплуатации нефтебаз. Утверждены приказом Минэнерго от 19.06.2003 г., № 232	Москва, 2003
4. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов	РД - 08-95-95
5. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров	РД 153-112-017-97
6. Березин В.Л., Шутов В.Е. «Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов»	Москва, 1973
7. Сафарян М.К. «Металлические резервуары и газгольдеры»	Москва, 1987
8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности	РД 08-200-98
9. Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля	ПБ 03-440-02
13. Инструкция по визуальному и измерительному контролю	РД 34-10-130-96
14. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов	ПБ 03-593-03
15. Несущие и ограждающие конструкции	СНиП 3.03.01-87
16. Нормы проектирования. Стальные конструкции	СНиП II-23-81
17. Нагрузки и воздействия	СНиП 2.01.07-85

ЖУРНАЛ ПРИЛОЖЕНИЙ

К «ИНСТРУКЦИИ ПО ДИАГНОСТИКЕ И ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ»

СОДЕРЖАНИЕ

Приложение А. Карта контроля вертикальной стенки резервуара для полного технического диагностирования

Приложение Б. Карта контроля сварных соединений вертикальной стенки резервуара (УЗД и рентгенография)

Приложение В. Карта контроля вертикальной стенки резервуара (ультразвуковая толщинометрия)

Приложение Г. Карта контроля кровли резервуара (ультразвуковая толщинометрия)

Приложение Д. Карта контроля днища резервуара (ультразвуковая толщинометрия)

Приложение Е. Карта контроля отклонения стенки резервуара от вертикали, нивелирования окрайки днища, фундаментов трубопроводов, фундамента маршевой лестницы, обвалования

Приложение Ж. Карта контроля вертикальной стенки резервуара (AЭ)

Приложение И. Протокол визуально-измерительного контроля

Приложение К. Схема дефектов вертикальной стенки резервуара

Приложение Л. Схема дефектов кровли резервуара

Приложение М. Протокол ультразвуковой толщинометрии

Приложение Н. Схема замеров толщины вертикальной стенки резервуара

Приложение П. Схема замеров толщины кровли резервуара

Приложение Р. Заключение по ультразвуковому контролю сварных соединений

Приложение С. Схема ультразвукового контроля сварных соединений

Приложение Т. Протокол измерения отклонения стенки резервуара от вертикали

Приложение У. Схема отклонения стенки резервуара от вертикали

Приложение Ф. Протокол нивелирования окраек днища, фундаментов трубопроводов, фундамента маршевой лестницы резервуара

Приложение X. Протокол измерения геометрических размеров, высотной съемки и расчета минимально допустимой высоты обвалования резервуара

Приложение Ц. Схема нивелировки окрайки днища, фундаментов трубопроводов, шахтной лестницы и обвалования

Приложение А

(рекомендуемое)

Приложение Б

(рекомендуемое)

Приложение В

(рекомендуемое)

Приложение Г

(рекомендуемое)

Приложение Д

(рекомендуемое)

Приложение Е

(рекомендуемое)

Приложение Ж

(рекомендуемое)

Приложение И

(рекомендуемое)

Протокол № ВО - 1/01

от 08.01.2003

О проведении визуально-измерительного контроля металлоконструкций резервуара

Владелец
Место установки
РВС №		1
Объем м³		*3000*
Контроль	Метод контроля
	Приборы оборудование		Комплект ВИК "ЛУЧ-1"		зав. №	146/13		свид-во гос. поверки	№ 2 от 01.01.2003
	НТД на контроль		Инструкция по визуальному и измерительному контролю РД 34-10-130-96
	НТД на оценку кач-ва		Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту: РД 08-95-95, РД 153-112-017-97, СНиП 3.03.01-87
	Контроль провел		дефектоскопист	Иванов И.И.			3227-2000-01			01.01.2003
			должность	Ф.И.О.			№ удостоверения			дата выдачи

Проведен визуальный осмотр, измерение дефектов, металлоконструкций резервуара с внешней стороны.

Результат контроля
элемент	описание обнаруженного дефекта	№ позиции на схеме	длина мм	ширина мм	диаметр мм	глубина (высота) мм
Вертикальная стенка	Осповидная неравномерная коррозия нижней части первого пояса и выступающей окрайки	прилож. 1	по всему периметру	200	до 10	0,5
Вертикальная стенка	Поры выходящие на поверхность сварных швов	прилож. 1 фото 2, 11			до 2,0	до 4,0
Вертикальная стенка	Подрезы основного металла в сварных швах – вертикальных, горизонтальных, усилительных накладок монтажного шва, уторного узла	прилож. 1 фото 7, 14	до 350			от 1,0 до 2,0
Вертикальная стенка	Свищи по сварным швам	Прил. 1 фото 7
Вертикальная стенка	Плены металла	Прил. 1 фото 4	200	200		до 2,8
Вертикальная стенка	Трещина в сварном шве накладки	Прил. 1 фото 5, 6	20
Вертикальная стенка	Трещины по сварным швам элемента устроенного для выпрямления вмятины	Прил. 1 фото 5, 6
Вертикальная стенка	Трещины по сварному шву крепления трубопровода пожаротушения	Прил. 1	40
Вертикальная стенка	Вмятины в уторном узле	Прил. 1 ф. 3, 10, 22	30000	400		90,0
Вертикальная стенка	Вмятина в районе монтажного шва с 8 по 4 пояс	Прил. 1	6500	1400		40,0
Вертикальная стенка	Вмятины в районе подводящего трубопровода	Прил. 1 пояс 1, л.6	1500	1000		20,0
Вертикальная стенка	Вмятины в районе ремонтного проема	Прил. 1 п. 1.2, л.9	2000	1000		10,0
Вертикальная стенка	Вмятина с 8 по 5 пояс	Прил. 1 лист 6, 7	5500	2500		30,0
Вертикальная стенка	Выпучины в районе перекрестий сварных швов	Прил. 1	150	150		до 5
Вертикальная стенка	Оплавления, вырывы основного металла в районе монтажных прихваток	Прил. 1	до 50			3,0
Вертикальная стенка	Превышение высоты усиления сварного шва 8.9 листы с 7 по 1 пояс	Прил. 1	до 100			до 10
Вертикальная стенка	неполностью заполнены сварные швы	Прил. 1	до 50			до 2
Вертикальная стенка	Геометрия монтажного шва не соответствует ТУ по ширине, высоте, чешуйчатости	Прил. 1
Пенокамера	Сквозная коррозия верхней части корпуса	Прил. 1 п. 8, л. 8	вся площадь
Выступающая окрайка днища	Деформация окрайки днища вследствии осадки основания	Прил. 1 фото 3
Выступающая окрайка днища	участки с отсутствием выступающей части	Прил. 1 фото 8	до 3 м	от 0 до 10
Отмостка	частично разрушена растительность, скопление грунта	Прил. 1 ф. 3, 8, 9, 13
Основание	Отсутствие грунта под днищем, грунт без гидрофобной пропитки	Прил. 1 ф. 13, 17	1500	1000		200,0
Заземление	Часть элементов заземления не имеет контакта с корпусом резервуара и с контуром	Прил. 1 ф. 9, 10, 21
Кровля	Коррозия металла полотна в местах скопления атмосферных осадков	Прил. 2 ф. 23, 24, 26	1500	1000		0,5
Кровля	Свищи в сварных швах основного полотна	Прил. 1 фото 27			0,3
Кровля	Вмятины, выпучины по периметру кровли	Прил. 1 ф. 23, 24, 26	1000	1000		10,0
Кровля	участки вертикальной стенки выступающие над кровлей препятствуя нормальному отводу атмосферных осадков	Прил. 2 фото 26	1500			20,0
Кровля	Геометрия шва в уторном узле не соответствует ТУ	Прил. 2 фото 25
Кровля	Под новым полотном участки неудаленной старой кровли

Заключение

Резервуар не годен к дальнейшей эксплуатации

Контроль произвел	дефектоскопист	Иванов И.И.		08.01.2003

Заключение дал	дефектоскопист	Иванов И.И.		08.01.2003
	должность	Ф.И.О.	подпись	дата

Приложение К

(рекомендуемое)

Приложение Л

(рекомендуемое)

Приложение М

(рекомендуемое)

Протокол № УЗТ - 1/01

от 08.01.2003

О проведении толщинометрии металлоконструкций резервуара

Владелец
Место установки
РВС №
Объем, м³

Контроль	Метод контроля		акустический зхо импульсный код по ГОСТ
	Прибор	Булат М	Свид. гос. повер.		от		ПЭП	П	х
	Зав. №		Зав. №
	Прибор		Свид. гос. повер.				ПЭП
	Зав. №		Зав. №
	НТД на контроль		ГОСТ 14782-86; РД 153-112-017-97
	НТД на оценку кач-ва		Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
	Контроль провел		дефектоскопист	Иванов И.И.		3227-2000-01				01.01.2003
			должность	Ф.И.О.		№ удостоверения				дата выдачи

Проведены измерения толщины вертикальной стенки кровли подводящих трубопроводов до задвижек патрубков люков в условиях эксплуатации

Элемент	Марка материала по паспорту	Толщина мм					% Износа	Примечание
Элемент	Марка материала по паспорту	Паспортная	Исполни- тельная	Среднее значение	Мин. выявленная	Мин. допустимая*	% Износа	Примечание
Кровля	ВстЗпс	2.5	3.0	2.8	2.1	1.3	30.0
8 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.4	4.8	2.0	20.0
7 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	4.7	4.1	2.0	31.7
6 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.0	4.3	2.5	28.3
5 пояс.	ВстЗпс	6.0	6.0	5.1	4.8	3.5	20.0
4 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.2	4.8	4.0	20.0
3 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.1	4.8	5.0	20.0
2 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.5	4.7	6.0	21.7
1 пояс	ВстЗпс	6.0	6.0	5.5	2.8	7.5	53.3
Минимальное значение толщин 1 и 2 пояса менее предельно допустимых значений.
Заключение
Резервуар не годен к дальнейшей эксплуатации

в соответствие с Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Заключение дал	Иванов И.И.		08.01.2003
	Ф.И.О.	подпись	дата

Приложение Н

(рекомендуемое)

Приложение П

(рекомендуемое)

Приложение Р

(рекомендуемое)


Владелец		Прибор	УД 2-12 № 762
Владелец		Свидетельство о гос. поверке	180 от 01.01.2003
Место установки		НТД на контроль	ГОСТ 14782-86; РД 153-112-017-97.
РВС №	1
Объем, м³	3000	НТД на оценку	РД 153-112-017-97

ЗАКЛЮЧЕНИЕ № УЗД - 1/01 от 08.01.2003 по ультразвуковому контролю качества сварных соединений 1. Контроль стыковых сварных швов проводится с двух сторон прямым и однократно отраженным лучами (рис. 1). 2. Контроль уторного сварного шва проводится со стороны вертикальной стенки прямым и однократно отраженным лучами (рис. 2). 3. Контроль нахлесточных сварных швов со стороны вертикальной стенки однократно отраженным лучом (рис. 3). 4. Контроль сварных швов сопряжение усилительная накладка-патрубок со стороны патрубка, прямым и однократно отраженным лучами (рис. 4).

№ п.п.	Стык по схеме контроля	диаметр, толщина стенки трубы (обечайки), (мм)	Угол ввода луча	Марка ПЭП	№ СОП	Предельная чувстви- тельность (мм²)	Описание обнаруженных дефектов	Заключение: годен, исправить, вырезать	Координаты дефекта (мм от начала сканирования)
1	Г7-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
2	Г7-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
3	Г7-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
4	Г7-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
5	Г7-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
6	Г7-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
7	Г7-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
8	Г7-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
9	Г7-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
10	Г7-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
11	В6-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
12	В6-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
13	В6-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
14	В6-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
15	В6-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
16	В6-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
17	В6-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
18	В6-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
19	В6-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
20	Г6-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
21	Г6-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
22	Г6-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
23	Г6-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
24	Г6-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-3-5	годен	2270-2275 2530-2580 3000-3010
25	Г6-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
26	Г6-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
27	Г6-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
28	Г6-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	2965-2975
29	Г6-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
30	В5-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
31	В5-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
32	B5-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
33	В5-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
34	В5-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
35	B5-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
36	В5-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
37	В5-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
38	85-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
39	Г5-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
40	Г5-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-7	годен	5010-5015
41	Г5-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
42	Г5-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
43	Г5-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
44	Г5-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
45	Г5-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
46	Г5-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
47	Г5-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	1450-1460
48	Г5-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
49	В4-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
50	В4-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
51	В4-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
52	В4-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
53	В4-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
54	В4-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
55	В4-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
56	В4-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
57	В4-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
58	Г4-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
59	Г4-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
60	Г4-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
61	Г4-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
62	Г4-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
63	Г4-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	1620-1630
64	Г4-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
65	Г4-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	4610-4620
66	Г4-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
67	В3-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
68	В3-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
69	В3-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
70	В3-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
71	В3-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
72	В3-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
73	В3-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
74	В3-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
75	В3-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
76	Г3-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
77	Г3-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	2780-2790
78	Г3-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
79	Г3-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
80	Г3-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
81	Г3-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
82	Г3-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
83	Г3-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-2-5	годен	950-960 1455-1460
84	Г3-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
85	Г3-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
86	В2-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
87	В2-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
88	В2-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
89	В2-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
90	В2-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
91	В2-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
92	В2-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
93	В2-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
94	В2-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
95	Г2-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-3-5	годен
96	Г2-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен
97	Г2-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-6-5	годен	790-795 925-930 2950-2960 3010-3015 3520-3530 4010-4015
		6					Б-2-30-5	вырезать	710-730 3110-3140
98	Г2-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
99	Г2-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	4950-4955
100	Г2-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-3-5	годен	4135-4140 4750-4755 5450-5460
101	Г2-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	Б-2-20-6	вырезать	750-770 940-955
102	Г2-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	3720-3725
103	Г2-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	3255-3265
104	Г2-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
105	Г2-11	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-2-5	годен	710-715 1515-1525
		6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	Б-1-85-6	вырезать	1580-1665
106	В1-2	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
107	В1-3	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
108	В1-4	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
109	В1-5	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
110	В1-6	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
111	В1-7	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
112	В1-8	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
113	В1-9	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
114	В1-10	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	735-745
115	В1-11	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
116	Г1-1	6	70	П121-5-70	P-6-1	7.0	А-1-5	годен	505-515
117	У1-2	6	70	П121-5-70	Ру-8-2	7.0	дефектов не обнаружено	годен
118	У1-8	6	70	П121-5-70	Ру-8-2	7.0	БД-1-30-3	вырезать	3420-3450
119	У1-9	6	70	П121-5-70	Ру-8-2	7.0	дефектов не обнаружено	годен
120	К1	6		П121-5-70	Р-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
121	К2	7		П121-5-70	Р-8-3	7.0	дефектов не обнаружено	годен
122	К3	6		П121-5-70	Р-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
123	К4	10		П121-5-70	Р-8-3	7.0	дефектов не обнаружено	годен
124	К5	6		П121-5-70	Р-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
125	К6	7		П121-5-70	Р-8-3	7.0	дефектов не обнаружено	годен
126	К7	6		П121-5-70	Р-6-1	7.0	дефектов не обнаружено	годен
127	К8	7		П121-5-70	Р-8-3	7.0	дефектов не обнаружено	годен

Примечание На участках с обнаруженными внешними дефектами контроль не проводился К ЗАКЛЮЧЕНИЮ прилагается схема контроля на 1 листе

Контроль произвел	дефектоскопист	3227-2000-01		Иванов И.И.	08.01.2003
Заключение дал	дефектоскопист	3227-2000-01		Иванов И.И.	08.01.2003
	должность	№ удостоверения	подпись	Фамилия, инициалы	дата

Приложение С

(рекомендуемое)

Приложение Т

( )

Протокол № ГФ - 1/01

от 08.01.2003

О проведении измерений отклонения стенки резервуара от вертикали


Контроль		Измерительный
	:	2 30 22075
	:
		26433.2-94, 153-112-017-97
		3.03.01-87;

Проведены измерения отклонения стенки резервуара от вертикали на заполненном резервуаре

Результат контроля
	3.03.01.87 ( )			( )( )
		<20	>20
8		70	140	180
7		65	130	170
6		60	120	145
5		55	110	130
4		45	90	125
3		35	70	110
2		25	50	95
1		15	30	85

1980

2/3

Заключение

Резервуар не годен к дальнейшей эксплуатации

08.01.2003

Приложение У

(рекомендуемое)

Приложение Ф

(рекомендуемое)

ПРОТОКОЛ № Н - 1/01

от 08.01.2003

О проведении нивелирования окраек днища, фундаментов трубопроводов, фундамента маршевой лестницы резервуара

Владелец
Место установки
РВС №		1
Объем, м³		*3000*
Контроль	Метод контроля	Измерительный
	Приборы:	Нивелир марка С330, зав. № 316416
	Оборудование:	Рейка телескопическая
	НТД на контроль	ГОСТ 26433.2-84, РД 153-112-017-97
	НТД на оценку кач-ва	СНиП 3.03.01-87; PД 153-112-017-97
	Измерения провел	инженер - геодезист	Иванов И.И.
		должность	Ф.И.О.

Проведено нивелирование окраек днища, фундаментов под трубопроводы, фундамента шахтной лестницы. Работы проведены во время эксплуатации, на заполненном РВС.

Результат контроля
Объем резервуаров (м³)	Разность отметок наружного контура днища (мм)								Примечание
	при незаполненном резервуаре				при полном резервуаре
	допустимая в соответствии с п. 2.7 РД 153-112-017-97		фактическая измеренная		допустимая в соответствии с п. 2.7 РД 153-112-017-97		фактическая измеренная
	для смежных точек на расстоянии 6 м	для любых других точек	max для смежных точек на расстоянии 6 м	max для любых других точек	для смежных точек на расстоянии 6 м	для любых других точек	max для смежных точек на расстоянии 6 м	max для любых других точек
3000	40	100			80	150	80	91

Значения высотных отметок выступающей окрайки днища на смежных точках равно предельно допустимым значениям Отклонение плоскости фундамента маршевой лестницы в сторону резервуара 10 мм
Примечание За "0" принята высотная отметка выступающей окрайки днища у монтажного шва Р8С № 2. Погрешность измерения +/- 5 мм

Заключение
Резервуар не годен к дальнейшей эксплуатации

К АКТу прилагается схема измерений на 1 листе

Заключение дал	инженер-геодезист	Иванов И. И.		08.01.2003
	должность	Ф.И.О.	подпись	дата

Приложение X

(рекомендуемое)

Протокол № НО - 1/01

от 08.01.2003

О проведении измерения геометрических размеров, высотной съемки и расчета минимально допустимой высоты обвалования резервуара

Владелец
Место установки
РВС №		1
Объем, м³		*3000*
Контроль	Метод контроля	Измерительный
	Приборы:	Нивелир марка С330, зав. № 316416
	Оборудование:	Рейка телескопическая, рулетка
	НТД на контроль	ГОСТ 26433.2-84
	НТД на оценку кач-ва	Правила технической эксплуатации нефтебаз, 1997 г.
	Измерения провел	инженер - геодезист	Иванов И.И.
		должность	Ф.И.О.

Проведены измерения геометрической формы и нивелирование обвалования РВС № 1, 2.

Результат измерения
Расстояние между центральными осями гребней обвалования:
ширина (d)			42,8		м
длина (L)			82,0		м
Максимальная высота обвалования (h_max)			2,083		м
Минимальная высота обвалования (h_min)			1,494		м
Минимальная высотная отметка обвалования (H_min)			1,237		м
Ширина обвалования по верху			1,0		м
Общий объем резервуаров (V_РВС)			6000		м куб.
Смотри Приложение № 1 к АКТу НО – 1.01
Расчет объема обвалов.
S1 - расчетный уровень жидкости S2 - уровень грунта сплошная линия - контур обвалования по высотным отметкам
Расчетный объем жидкости равен объему фигуры, ограниченной плоскостями S1, S2 V_S1,S2 = 5050 м³
Допустим высотная отметка обвалования Н_доп
Н_доп = H_min + (V_РВС – V_S1,S2 / d·L) + 0,2 м				согласно п. 6.2.4 "Правил технической эксплуатации нефтебаз"
Н_доп = 1,71 м
Условия эксплуатации
Высота обвалования каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, ширина замкнутого земляного обвалования по верху не менее 0,5 м (п. 6.2.4 "Правил технической эксплуатации нефтебаз", 1997 г.)
Заключение Обвалование резервуаров № 1, 2 не удовлетворяет условиям эксплуатации.
Предложение Увеличить высоту обвалования до минимальной высоты 1,71 м
Заключение дал	инженер-геодезист	Иванов И. И.				08.01.2003
	должность	Ф.И.О.			подпись	дата

Приложение Ц

(рекомендуемое)

Содержание

1 Общие положения

2 Нормативные ссылки

3 Основные термины и определения

4 Требования к подготовке объекта, оборудованию и аппаратуре

5 Требования к организациям и персоналу

6 Технические средства, используемые при проведении диагностировании

7 Техническое диагностирование и дефектоскопия

7.1 Перечень работ при проведении диагностирования резервуаров

7.2 Разработка и выдача технического задания

7.3 Составление программы диагностирования

7.4 Анализ документации

7.5 Визуально - измерительный контроль

7.6 Измерение толщины стенки

7.7 Неразрушающий контроль сварных соединений

7.8 Акустико-эмиссионное обследование

7.9 Измерение отклонения стенки резервуара от вертикали, нивелирование окрайки днища, фундаментов трубопроводов и шахтной лестницы, обвалования

7.10 Измерение твердости металла

7.11 Дополнительные методы контроля

7.12 Оформление результатов контроля

8 Расчеты на прочность, устойчивость и определение остаточного ресурса

8.1 Цель проведения расчетов на прочность, устойчивость и остаточного ресурса

8.2 Виды и объем расчетов

8.3 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность

8.4 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость

8.5 Расчет остаточного ресурса по критерию малоцикловой усталости

8.6 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию коррозионного износа

8.7 Выбор критериев оценки предельного состояния резервуара

9 Заключение о техническом состоянии

10 Требования безопасности

10.1 Общие положения

10.2 Меры безопасности при работе с электроприборами

10.3 Меры безопасности при выполнении работ на высоте

11 Перечень использованной литературы

К настоящей Инструкции прилагается «Журнал приложений», содержащий приложения А-Ц