Руководство по безопасности рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных

Описание

2.
Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации по выполнению работ
по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических
резервуаров (далее — резервуар) для нефти и нефтепродуктов для обеспечения
промышленной безопасности и не является нормативным правовым актом.

3. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на резервуары
вертикальные стальные со стационарной крышей (далее — РВС), резервуары
вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном (далее — РВСП), резервуары
вертикальные стальные с купольной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов
(далее — РВСПА), резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей (далее —
РВСПК) объемом от 0,1 до 50 тыс. м³, предназначенные для хранения
нефти и нефтепродуктов, резервуары вертикальные стальные с теплоизоляцией,
резервуары вертикальные стальные с защитной стенкой, расположенные в районах с
сейсмичностью не выше 9 баллов включительно по шкале MSK-64.

Настоящее Руководство по безопасности применяется также при диагностировании
резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков,
жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии
обеспечения санитарно-гигиенических норм).

Настоящее Руководство по безопасности распространяется на следующие
конструкции и элементы резервуара:

• днище, в том числе окрайку и уторный узел;
• стенку;
• крышу, в том числе настил и несущие конструкции; понтон, плавающую
  крышу;
• лестницы и площадки обслуживания;
• трубопроводы, находящиеся внутри резервуара;
• люки, патрубки, в том числе приемо-раздаточные патрубки.

Руководство по безопасности определяет требования и порядок
диагностирования антикоррозионных покрытий (далее — АКП), защиты от
статического электричества и электрохимической защиты (далее — ЭХЗ).

4. Настоящее Руководство по безопасности не распространяется на
следующие типы резервуаров:

• резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 3,0 кПа и рабочим
  вакуумом более 0,25 кПа;
• изотермические резервуары;
• горизонтальные резервуары;
• баки-аккумуляторы;
• резервуары для агрессивных химических продуктов.

5. Организации, осуществляющие эксплуатацию, техническое
диагностирование резервуаров и разрабатывающие проектную документацию на их
ремонт и реконструкцию или являющиеся заказчиками технического
диагностирования, ремонта, реконструкции резервуаров, могут использовать иные
способы и методы (в том числе неразрушающего контроля), чем те, которые указаны
в настоящем Руководстве по безопасности.

Разделы сайта, связанные с этим документом:

• Работы на объектах химии и нефтехимии

Связи документа

В новостях

В комментариях/вопросах

Нет комментариев, вопросов или ответов с этим документом

Оглавление

• РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»2
• I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ2
• II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ3
• III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ5
• IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА6
• V. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРА7
• VI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРА8
• VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОФОРМЛЕНИЮ ОТЧЕТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ11
• Приложение N 113
• ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ЧАСТИЧНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА13
• I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ13
• II. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА РЕЗЕРВУАР И ЕЕ КОМПЛЕКТНОСТИ14
• III. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С НАРУЖНОЙ СТОРОНЫ15
• IV. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА (КОНТРОЛЬ РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)18
• V. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА19
• VI. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ21
• Приложение N 224
• ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПОЛНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА24
• I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ24
• II. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ КОНСТРУКЦИЙ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С ВНУТРЕННЕЙ СТОРОНЫ24
• III. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА (КОНТРОЛЬ РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)26
• IV. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА27
• V. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА28
• VI. МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА29
• VII. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРА30
• VIII. КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ, ЗАЗЕМЛЕНИЯ, ЗАЩИТЫ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА РЕЗЕРВУАРА31
• Приложение N 332
• НОРМЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ32
• 1. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА32
• 1.1. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВИЗУАЛЬНОГО И ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ32
• 1.2. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ33
• 1.3. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ РАДИОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ34
• 2. НОРМЫ ОЦЕНКИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА, РАЗМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВИЗУАЛЬНОГО И ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ И РАЗБЕЖКИ СВАРНЫХ ШВОВ36
• 3. НОРМЫ ОЦЕНКИ КОНСТРУКЦИЙ (ЭЛЕМЕНТОВ) РЕЗЕРВУАРА36
• Приложение N 447
• РЕКОМЕНДУЕМАЯ ФОРМА ТАБЛИЦЫ СВОДНОЙ ДЕФЕКТНОЙ ВЕДОМОСТИ47
• Приложение N 555
• РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ФОРМЫ АКТОВ И ПРОТОКОЛОВ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ, ИСПЫТАНИЙ, ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА К ПРОВЕДЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ55
• ПРОТОКОЛ64
• Протокол N _________ от _____________ проведения магнитопорошкового контроля поверхности67
• Приложение N 676
• ТАБЛИЦЫ РЕКОМЕНДУЕМЫХ ОБЪЕМОВ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРОВ76
• Объем УЗК сварных соединений стенки резервуара при частичном техническом диагностировании76
• Объем УЗК сварных соединений стенки резервуара при полном техническом диагностировании77
• Объемы контроля состояния АКП резервуара78

Термины

• Сокращения

  ---

• АКП — Антикоррозионные покрытия
• АЭ — Акустическая эмиссия
• АЭК — Акустико-эмисионный контроль

  является вспомогательным методом неразрушающего контроля и проводится для выявления развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла стенки, определения общего коррозионного состояния внутренней поверхности днища резервуара и выявления зон потенциальной утечки продукта без вывода резервуара из эксплуатации
  см. страницу термина

• АЭК — Акустико-эмиссионный контроль
• ВИК — Визуальный и измерительный контроль
• МПК — Магнитопорошковая дефектоскопия

  является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
  см. страницу термина

• МПК — Магнитопорошковая дефектоскопия
• НДС — Напряженно-деформированное состояние
• ПВК — Капиллярный контроль

  является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
  см. страницу термина

• ПВК — Капиллярный контроль
• ПВТ — Течеискание пузырьковым вакуумным способом
• РВС — Резервуары вертикальные стальные

  резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей
  см. страницу термина
• РВСП — Резервуары вертикальные стальные с понтоном

  резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном
  см. страницу термина

• РВСПА — Резервуары вертикальные стальные с купольной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов
• РВСПК — Резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей
• РК — Радиографическоий контроль
• УЗК — Ультразвуковой контроль
• УЗТ — Ультразвуковая толщинометрия
• ЭХЗ — Электрохимическая защита

• Термины

  ---

• Акустико-эмисионный контроль (АЭК)

  является вспомогательным методом неразрушающего контроля и проводится для выявления развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла стенки, определения общего коррозионного состояния внутренней поверхности днища резервуара и выявления зон потенциальной утечки продукта без вывода резервуара из эксплуатации
  см. страницу термина

• Капиллярный контроль (ПВК)

  является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
  см. страницу термина

• Магнитопорошковая дефектоскопия (МПК)

  является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
  см. страницу термина

• Полное техническое диагностирование
• Резервуары вертикальные стальные (РВС)

  резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей
  см. страницу термина

• Резервуары вертикальные стальные с понтоном (РВСП)

  резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном
  см. страницу термина

• Хлопун

  Вмятина, приводящая к потере устойчивости стенки под действием внутренних или внешних нагрузок
  см. страницу термина
• Частичное техническое диагностирование

Важно

---

• выводы по результатам технического диагностирования, которые ДОЛЖНЫ содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов и резервуара в целом; …

---

• 9. При контроле алюминиевых купольных крыш обследуются карты обшивки и узлы крепления обшивки к несущим стержням каркаса. Нарушения указанных узлов в виде выдергивания обшивки из пазов стержневых элементов являются предаварийной ситуацией и могут привести к потере устойчивости данного стержневого элемента при последующих снеговых и гололедных нагрузках. В случае обнаружения таких разрушенных узлов ДОЛЖЕН быть незамедлительно проведен текущий (либо капитальный) ремонт. …

---

• измерения производятся в точках, расположенных по периметру стенки с шагом не реже чем через 6 м, начиная от приемо-раздаточных патрубков с нумерацией по часовой стрелке. Номера точек ДОЛЖНЫ быть нанесены несмываемой краской на поверхность стенки; …

---

• 30. Определение отклонения приемо-раздаточных патрубков от горизонтальной плоскости ДОЛЖНО проводиться на базе 250 мм (для резервуаров емкостью до 5000 м3) и на базе 350 мм (для резервуаров емкостью от 5000 до 50000 м3). …

---

• 11. ВИК подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов стенки с внутренней стороны резервуара, включая уторный узел и прилегающие к нему зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром ДОЛЖНЫ быть очищены от краски, грязи и нефти (нефтепродукта). Работы производятся с переносной лестницы. …

---

• 25. Измерения толщины центральной части днища резервуара проводятся на каждом листе, лежащем на двух взаимно перпендикулярных диаметральных направлениях, одно из которых ДОЛЖНО проходить через приемо-раздаточные патрубки; на каждом листе выполняется по три измерения вдоль указанных направлений. Дополнительные измерения проводятся в зонах хлопунов и видимых коррозионных разрушений не менее чем в трех точках. …

---

• 55. Для проведения механических испытаний металла необходимо вырезать участок листа (контрольную заготовку) круглой формы диаметром от 300 до 500 мм со сварным швом на наиболее корродированном листе в зонах интенсивных коррозионных разрушений, чтобы место вырезки можно было отремонтировать с помощью сварки. Центр вырезанного участка ДОЛЖЕН находиться на вертикальном сварном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов. …

---

• Поверхность шва ДОЛЖНА отвечать следующим требованиям: …

---

• гладкая или равномерная чешуйчатая поверхность (высота или глубина впадин не ДОЛЖНА превышать 1 мм); …

---

• форма и размеры швов ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям проектной документации; …

---

• Не ДОЛЖНА превышать более чем на 20% величину катета шва …

---

• <*> Длина подреза не ДОЛЖНА превышать 10% от длины шва в пределах листа. …

---

• НЕ ДОПУСКАЮТСЯ дефекты, обнаруженные на поисковом уровне, условная протяженность которых превышает длину оценочного участка. При этом дефекты, расположенные на расстоянии друг от друга менее половины от суммы длин дефектов, считаются за один дефект. …

---

• В сварных соединениях резервуара, доступных сварке с двух сторон, а также в соединениях на подкладках суммарная площадь дефектов (наружных, внутренних или тех и других одновременно) на оценочном участке не ДОЛЖНА превышать 5% от площади продольного сечения сварного шва на этом участке. …

---

• В соединениях без подкладок, доступных сварке только с одной стороны, суммарная площадь всех дефектов на оценочном участке не ДОЛЖНА превышать 10% от площади продольного сечения сварного шва на этом участке. …

---

• В швах сварных соединений конструкций резервуара, эксплуатируемых в районах с расчетной температурой от минус 40 °C до минус 65 °C включительно, допускаются внутренние дефекты, эквивалентная площадь которых не превышает половины значений допустимой оценочной площади согласно таблице N 2 настоящего приложения. При этом наименьшую поисковую площадь уменьшают в два раза. Расстояния между дефектами резервуара ДОЛЖНЫ быть не менее удвоенной длины оценочного участка. …

---

• Длина скоплений не ДОЛЖНА превышать 1,5 максимально допустимой длины отдельных дефектов, приведенных в таблицах N 3, 4, 5 настоящего приложения. …

---

• Трещины, непровары и несплавления в сварных швах, выявленные по результатам РК, НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …

---

• В основном металле НЕ ДОПУСКАЮТСЯ дефекты проката (трещины, расслоения, закаты, раковины, плены, раскатанные пузыри и загрязнения, пузыри-вздутия, вкатанная окалина). …

---

• Резкие перегибы и складки НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …

---

• Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …

---

• Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …

---

• Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …

---

• Указанные в таблице N 6.7 отклонения ДОЛЖНЫ удовлетворять 75% произведенных измерений по образующим. Для остальных 25% измерений допускаются предельные отклонения на 30% больше с учетом их местного характера. При этом зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей резервуара (понтоном) ДОЛЖЕН находиться в пределах, указанных в таблице N 5 настоящего приложения. …

---

• Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …

---

• Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице N 6.9: …

---

• НЕ ДОПУСКАЕТСЯ наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте. …

---

• НЕ ДОПУСКАЕТСЯ наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте. …

---

• В колодцах не ДОЛЖНО быть нефти (нефтепродукта). Наличие нефти (нефтепродукта) свидетельствует о негерметичности днища. …

---

• В колодцах не ДОЛЖНО быть воды. Наличие воды свидетельствует о негерметичности колодца. …

---

• Толщина покрытия — в соответствии с данными, приведенными в проектной документации. Допускается отклонение толщины покрытия в меньшую сторону на 20% от значения, приведенного в проектной документации, при условии, что среднее значение толщины на измеренном участке будет соответствовать значениям не менее номинальной толщины. Несплошности покрытия НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …

Типовая программа частичного ТЕХНИЧЕСКОГО

диагностирования резервуара

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Типовая программа частичного технического диагностирования резервуара предусматривает выполнение следующих видов работ:

анализ технической документации на резервуар и ее комплектности (паспорта резервуара, исполнительной документации на строительство резервуара, эксплуатационной документации);

осмотр, визуальный и измерительный контроль (ВИК) основного металла и сварных соединений элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны; геодезические измерения (контроль размеров, формы конструкций, осадок резервуара);

измерение толщины металла; неразрушающий контроль основного металла и сварных соединений конструкций; проведение ОТС конструкций резервуара по результатам технического диагностирования (см. раздел 5);

выдача предварительного отчета; составление сводной дефектной ведомости с перечнем выявленных дефектов, с указанием расположения выявленных дефектов на эскизах, их параметров и координат (см. Приложение № 8);

расчет остаточного ресурса безопасной эксплуатации резервуара
и выполнение проверочных расчетов (см. раздел 6);

разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации резервуара, выполнению ремонтных работ или по исключению его из эксплуатации (см. раздел 7);

выдача технического отчёта по результатам частичного технического диагностирования резервуара с результатами проведенных расчётов и заключением экспертизы промышленной безопасности о возможном сроке безопасной эксплуатации резервуара (см. раздел 7).
II. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА РЕЗЕРВУАР

И ЕЕ КОМПЛЕКТНОСТИ

1. При проведении анализа технической документации на резервуар устанавливаются следующие данные:

данные о владельце резервуара;

место расположения резервуара;

тип резервуара; инвентарный номер; технологический номер;

обозначение проектной документации, в соответствии с которой построен резервуар;

перечень отступлений от проектной документации и наличие документов по их согласованию;

организация-разработчик рабочих чертежей;

завод-изготовитель металлоконструкций;

строительно-монтажные организации, построившие резервуар;

дата начала монтажа;

дата окончания монтажа;

дата приемки и ввода в эксплуатацию; высота стенки резервуара;

диаметр резервуара;

режим работы (число циклов нагружения за последний год);

верхний аварийный уровень налива, согласно решению, приведенному в проектной документации, см;

верхний аварийный уровень налива, согласно технологической карте, см;

вид продукта, хранимого в резервуаре на момент проведения диагностирования, его характеристики (плотность, класс по ГОСТ Р 51858, содержание серы, меркаптана);

марка, сертификаты, химический состав и механические характеристики (по сертификатам) металла, из которого изготовлены стенка, днище, крыша, понтон, люки и патрубки, (опорное) кольцо, кольца жесткости;

вес металлоконструкций резервуара;

перечень технологий сварки и сварочных материалов, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;

сведения об антикоррозионной защите, ЭХЗ, молниезащите
и заземлении; перечень оборудования КИП и А и средств измерений, установленных на резервуаре;

даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований, данные по результатам контроля конструкций и сварных соединений, результаты периодических проверок осадки основания (нивелирование наружного контура днища) и отклонений образующих резервуара от вертикали; данные о видах и датах аварий, отказов, количество и описание проведенных ремонтов; сведения о комплектности эксплуатационно-технической документации.
III. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С НАРУЖНОЙ СТОРОНЫ

1. При осмотре обязательной проверке подлежат:

состояние основного металла стенки, днища, настила и несущих элементов кровли;

местные деформации, вмятины и выпучины; элементы конструкций, не предусмотренные проектной документацией, установленные на стенке и крыше резервуара при производстве работ по монтажу и ремонту резервуара ребра и кольца жесткости, накладки, вставки и т. п.;

размещение сварных соединений патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответствии с требованиями проектной документации и норм;

состояние сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проектной документации, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

1. Осмотр поверхности основного металла рекомендуется проводить в следующей последовательности:

окрайки днища и нижняя часть первого пояса; наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (с применением переносной лестницы или АГП);

верхние пояса с применением подвесной люльки, АГП или с помощью оптических приборов (бинокль или подзорная труба);

места переменного уровня нефти (нефтепродукта);

настил и несущие элементы кровли.

1. Коррозионные разрушения подлежат разграничению по их виду на: равномерную коррозию (когда коррозионное разрушение охватывает всю поверхность металла);местную (при охвате отдельных участков поверхности);язвенную, питтенговую (точечную) и коррозию пятнами.
2. По результатам осмотра на поверхности конструкций отмечают участки коррозионных разрушений поверхности, на которых затем проводят измерения толщин ультразвуковым толщиномером.
3. При осмотре люков и патрубков на стенке резервуара необходимо обратить внимание на наличие выпучин, вмятин и коррозионных разрушений.
4. При осмотре плавающей крыши необходимо обратить внимание на:

горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта);

наличие продукта на центральной части и в коробах плавающей крыши;

плотность прилегания затворов к стенке резервуара и направляющим, а также их состояние;

состояние сварных швов центральной части (для однодечной крыши), сварных швов коробов и нижней деки (для двудечной крыши);

наличие выпучин и вмятин на коробах и центральной части;

техническое состояние затвора;

состояние конструкций и сварных швов катучей лестницы.

1. При контроле алюминиевых купольных крыш должны быть обследованы карты обшивки и узлы крепления обшивки к несущим стержням каркаса. Нарушения указанных узлов в виде выдёргивания обшивки из пазов стержневых элементов являются предаварийной ситуацией и могут привести к потере устойчивости данного стержневого элемента при последующих нагружениях конструкции снеговой и гололёдной нагрузками. В случае обнаружения таких разрушенных узлов должен быть незамедлительно проведен текущий (либо капитальный) ремонт.
2. При осмотре теплоизолированных резервуаров проверяют толщину изоляционного слоя, его плотное прилегание к металлу (адгезия к металлу в случае пенополиуретановой изоляции), отсутствие намокания нефтью (нефтепродуктом). При наличии признаков увеличения теплопроводности изоляционного материала (о чем можно судить по увеличению теплопотерь через изоляцию и увеличению скорости падения температуры нефти (нефтепродукта) при ее (его) хранении в резервуаре) выявляют причину, вызвавшую увеличение теплопроводности, и принимают меры по ремонту или замене тепловой изоляции. Теплопотери могут быть выявлены методами инфракрасной спектроскопии в соответствии с ГОСТ 26629,
   РД 153-34.0-20.364-00.
3. По результатам проведения осмотра оформляется акт (см. Приложение № 9). К акту прилагаются эскизы (развертки) конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных дефектов, элементов, не предусмотренных проектной документацией, мест установки оборудования, разбежки сварных швов, люков, патрубков, лестниц, ограждений, площадок и т. п.

1. Обязательному ВИК подлежат конструкции и сварные соединения шахтной лестницы, спиральной лестницы, лестниц обслуживания технологического оборудования, площадок, переходов, ограждений, обеспечивающих безопасность работы персонала. При проведении ВИК необходимо проверить соответствие размеров и размещения элементов конструкций (патрубков, люков, оборудования, разбежку сварных швов, усиливающих накладок, высоту ограждающих перил ветрового кольца и т. д.) требованиям проектной документации и действующей нормативной и технической документации. При этом первоочередное внимание следует уделять: сварным соединениям в вертикальных монтажных стыках стенки,
   в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в первом, третьем поясах стенки (считая снизу), сварного шва между стенкой и днищем, сварных швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров; местам стенки у нижнего уторного шва, соединяющего стенку с днищем; местам присоединения трубопроводов, в том числе, передающих вибрационные нагрузки; участкам стенки, имеющим местные выпучины или вмятины
   и отклонения образующих по вертикали (в пределах или за пределами допусков);участкам конструкций, наиболее подверженных коррозионному разрушению: нижнего пояса и двух верхних поясов стенки, днища, настила
   и несущих элементов крыши, понтонов и плавающих крыш.
2. При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

наличие пустот между днищем резервуара и основанием;

погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара;наличие растительности на отмостке;

трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка (должен быть не менее 1:10).

1. Проверяется расположение швов приварки отдельных элементов оборудования на первом поясе относительно друг друга. Вертикальные и горизонтальные швы стенки должны соответствовать следующим требованиям:

расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее:

вертикальных сварных швов – 250 мм;

до горизонтальных швов – 100 мм;

вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться от сварных стыков окраек днища в соответствии с проектной документацией; выступающая часть окрайка днища снаружи должна быть не менее:

30 мм для РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, построенных в соответствии со СНиП 3.03.01-87;

50 мм для РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, построенных
в соответствии с ПБ 03-605-03;

не менее 50 мм и не более 100 мм. построенных в соответствии с Руководством по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утверждено приказом Ростехнадзора №780 от 26.12.2012).

1. По результатам ВИК отмечают участки коррозионных разрушений поверхности и места появления отпотин, а также других мест возможного появления сквозных дефектов, на которых затем проводят ПВК и УЗК.
2. На поверхности основного металла, предварительно очищенной
   от грязи и нефти (нефтепродукта), выявляется наличие коррозионных разрушений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и других дефектов. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы конструкций с указанием координат привязки.
3. ВИК сварных швов с использованием шаблона сварщика и других средств измерений должен проводиться в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов:

несоответствия размеров швов требованиям проектной документации и стандартов;

трещин всех видов и направлений;

наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости, отпотин и других технологических дефектов;

отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проектной документации;угловатостей и депланаций.

1. При проведении ВИК плавающей крыши выполняются:

проверка состояния затвора (потёртость, разрушения) и плотности прилегания затвора к стенке;

измерение расстояния между стенкой резервуара и вертикальным бортовым листом плавающей крыши. Шаг измерений ‒ 6 м напротив образующих стенки, по которым производилась нивелировка;проверка состояния уплотняющего затвора между направляющей резервуара и патрубком (потертость, разрушения) и плотности прилегания затвора к направляющей. По результатам ВИК оформляется акт (см. Приложение № 10). К акту прилагаются эскизы конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных дефектов, мест установки оборудования, разбежки сварных швов, размеров усиливающих элементов и т. д.
IV. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ (КОНТРОЛЬ РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)

1. Измерение геометрической формы стенки резервуаров производится для выявления отклонений формы от требований проектной документации и действующих норм:

измеряется величина отклонений стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали;

измерения производятся в наиболее деформированных местах стенок (по результатам внешнего осмотра) при помощи шаблонов, отвесов
и геодезическими методами (в том числе лазерного сканирования);

измерения производятся в точках, соответствующих вертикальным стыкам первого пояса не реже, чем через 6 м, начиная от ПРП с нумерацией по часовой стрелке. Номера вертикальных стыков листов нижнего пояса должны быть нанесены несмываемой краской на поверхность стенки;

при проведении измерений формы и контура локальных геометрических дефектов стенки (вмятин, выпучин) и хлопунов шаг выполнения измерений должен быть уменьшен; результаты проведения геодезических работ оформляются актом. К акту проведения геодезических измерений прилагаются таблицы со значениями измерений и эскизы отклонений конструкций резервуара от номинальных.

1. Измерения рекомендуется проводить дважды: на заполненном и пустом резервуаре, с определением мест наибольших деформаций и выявления НДС стенки под нагрузкой.
2. На резервуарах рулонного изготовления на стыке соединения двух кромок рулона (монтажный шов) образуется угловатость. Угловатость способствует образованию концентрации напряжений. За показатель угловатости применяется стрела прогиба в месте отклонения вертикальной образующей резервуара. Стрела прогиба измеряется с помощью шаблона.

Для вертикальных и горизонтальных стыков стенки в полотнище резервуаров построенных в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01-87 и ПБ 03-605-03

длина (база) шаблона 1000 мм. Для оценки угловатости в зонах монтажных сварных швов стенки резервуаров рулонного и полистового изготовления построенных в соответствии с требованиями Руководства по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов длина (база) шаблона 500 мм.

1. По результатам проведения геодезических измерений оформляется акт (см. Приложение № 11).

Нивелирование наружного контура днища

1. Величины неравномерной абсолютной и относительной осадки наружного контура днища определяются с применением оптических, гидравлических нивелиров и тахеометров (в том числе лазерных сканеров).
2. Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.
3. Нивелирование окрайки (наружного контура днища) должно проводиться в точках, отстоящих друг от друга на расстоянии не более чем на 6 м (в точках, соответствующих нумерации образующих стенки). При превышении допустимых отклонений, дополнительно проводится измерение отклонения окрайки (наружного контура днища) с шагом в 1 м вправо и влево до следующей точки нивелирования. Нивелирование должно проводиться на опорожнённом резервуаре при проведении полного технического диагностирования и на минимальном уровне налива при проведении частичного технического диагностирования.
4. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) рекомендуется ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках и результаты заносить в журнал нивелирования окрайки днища.
5. Нивелирование (определение пространственного положения узлов каркаса) стационарных стальных и алюминиевых крыш должно проводиться для определения отклонений высотных отметок несущих конструкций стальных и алюминиевых стационарных крыш от значений, приведенных в проектной документации, в случае выявления видимых деформаций по результатам ВИК.
6. Нивелирование стальных крыш должно проводиться с площадок на крыше резервуара, верхней площадки шахтной или спиральной лестниц по узлам пересечения несущих элементов при помощи тахеометров или лазерных сканеров.
7. Для алюминиевых крыш работы по определению высотных отметок узлов могут производиться с площадок обслуживания соседних резервуаров или поверхности земли при помощи тахеометров или лазерных сканеров.
8. Работы по определению отклонений высотных отметок несущих конструкций стальных и алюминиевых стационарных крыш от значений, приведенных в проектной документации, должны выполняться с учетом конструктивных особенностей крыш и проводятся по специальным разделам программы технического диагностирования, согласованных с владельцем резервуара.
9. Приемо-раздаточные патрубки (ПРП). Определение отклонения ПРП от горизонтальной плоскости должно проводиться на базе 250 мм (для резервуаров емкостью до 5000 м³) и на базе 350 мм (для резервуаров емкостью от 5000 до 50000 м³).
10. По результатам проведения нивелирования составляется акт. К акту прилагаются таблицы с результатами контроля и схемами измерений конструкций резервуара.

V. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА

1. Определение толщины металла проводят ультразвуковыми толщиномерами. Глубину раковин, образовавшихся от коррозионных разрушений, измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.
2. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов визуального осмотра конструкций резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения проводят в местах, наиболее пораженных коррозионным разрушением.
3. Измерения толщины стенки резервуара проводятся на каждом листе нижних двух поясов стенки резервуара в количестве не менее пяти измерений (четыре в углах листа, один в середине).
4. На третьем поясе стенки проводится измерение толщины каждого листа в доступных для измерения зонах (не менее трех измерений).
5. Толщину верхних поясов, начиная с четвертого измеряют по образующей вдоль шахтной лестницы или вдоль кольцевой лестницы. Производят не менее трех измерений (верх, середина, низ листа).
6. Для нижней части первого пояса стенки, в районе возможного скопления подтоварной воды (как правило, примыкают к окрайкам днища, имеющих наименьшую высотную отметку по результатам нивелирования), для полосы высотой от 300 до 400 мм рекомендуется для нескольких листов, расположенных равномерно по периметру резервуара, произвести сканирование толщины стенки с шагом от 15 до 20 мм.
7. Обязательное измерение толщины на ремонтных вставках в стенку резервуара должно проводиться в трех точках по высоте каждого листа.
8. При обнаружении ультразвуковым толщиномером участков с резким изменением толщин стенки и подозрением на наличие расслоения металла следует диагностировать найденный участок при помощи ультразвукового дефектоскопа.
9. За действительную минимальную толщину листа пояса стенки, используемую для проведения прочностных расчетов, принимается минимальная средняя величина толщины стенки из всех выполненных на листе измерений (исключая местные и язвенные коррозионные разрушения листа пояса стенки).
10. По результатам измерений толщин стенки оформляется акт. К акту прилагаются таблицы с результатами измерений и эскизами стенки с указанием мест измерений.
11. Для резервуаров с теплоизоляцией допускается проводить измерения толщин на контрольных участках, отличных от приведенных выше.
12. Измерения толщины окрайков днища резервуара проводятся не менее чем в трех точках на каждом выступе окрайков днища.
13. При обнаружении ультразвуковым толщиномером участков окрайка с резким изменением толщин и подозрением на наличие расслоения металла следует диагностировать найденный участок при помощи ультразвукового дефектоскопа.
14. За действительную минимальную толщину окрайка днища принимается средняя величина из всех выполненных на листе измерений.
15. По результатам измерений толщин окрайков днища оформляется акт. К акту прилагаются таблицы с результатами измерений и эскизами кольца окраек с указанием мест измерений.
16. Измерения толщины листов настила крыши резервуара проводится не менее чем в трех точках на каждом листе настила, расположенных по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям крыши резервуара. Рекомендуется одно из этих направлений ориентировать с севера на юг. За счет большего нагрева южной стороны крыши коррозионные процессы могут происходить быстрее.
17. Измерения проводятся в местах наибольшего прогиба настила крыши.
18. При значении минимальной толщины настила крыши, определенной по результатам измерений, отличающихся от значений, приведенных в проектной документации, более чем на 30 % в меньшую сторону, измерения производятся на каждом листе крыши.
19. За действительную минимальную толщину настила крыши принимается средняя величина из всех выполненных на листе измерений.
20. Для резервуаров с теплоизоляцией на крыше резервуара измерения толщин настила проводятся после выборочного демонтажа фрагментов теплоизоляции.
21. По результатам измерений толщин настила крыши оформляется акт (см. Приложение № 13). К акту прилагаются таблицы с результатами измерений и эскизами крыши с указанием мест измерений.
22. Измерения толщины конструкций плавающей крыши проводятся не менее трех измерений на:

верхнем и внутреннем вертикальном листе понтонного кольца однодечной плавающей крыши (измерения производятся на всех листах);

каждом листе верхней деки двудечной плавающей крыши по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям;

каждом листе центральной части однодечной плавающей крыши по двумвзаимно перпендикулярным диаметральным направлениям.

1. За действительную минимальную толщину листа плавающей крыши принимается средняя величина из всех выполненных на листе измерений.
2. По результатам измерений толщин листов конструкций плавающей крыши оформляется акт. К акту прилагаются таблицы с результатами измерений и эскизами крыши с указанием мест измерений.
3. Измерение толщины люков, патрубков, воротников, усиливающих листов патрубков на стенке, стационарной и плавающей крыше, труб систем орошения и пожаротушения
4. Измерения толщин люков, люков-лазов, световых и монтажных люков проводятся в наиболее прокорродировавших местах, но не менее чем в четырёх точках по периметру.
5. Измерения толщин крышек люков, люков-лазов, световых и монтажных люков проводятся в наиболее прокорродировавших местах, количество измерений – не менее трех.
6. Количество измерений толщин воротников, усиливающих листов врезки патрубков – не менее трех.
7. Измерения толщин труб систем орошения и пожаротушения проводятся с лестниц обслуживания на стенке резервуара, количество измерений ‒ не менее четырех по периметру трубы.
8. За действительную минимальную толщину принимается средняя величина из всех выполненных на люке, листе, трубе измерений.
9. По результатам измерений толщин люков, воротников, листов усиления, труб оформляется акт (см. Приложение № 13). К акту прилагаются таблицы с результатами измерений и эскизами с указанием мест измерений.
10. Измерение толщин и размеров профилей лестниц, ограждений площадок, элементов жесткости, не предусмотренных проектной документацией, проводится штангенциркулем. Количество измерений – одно.
11. Для выполнения прочностных расчетов за действительную минимальную толщину данного элемента (пояса, окрайка, кровли, центральной части плавающей крыши и коробов) принимается действительная минимальная толщина отдельного листа.

VI. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ

1. Неразрушающий контроль физическими методами применяется для выявления поверхностных и глубинных дефектов (несплошностей) сварных соединений и основного металла конструкций резервуара.
2. Неразрушающий контроль металла физическими методами производится по результатам ВИК.
3. Решение о применении того или иного неразрушающего метода контроля или их комбинации принимается экспертной организацией и согласовывается с владельцем резервуара.
4. УЗК применяется в качестве основного метода для контроля качества сплошности металла и сварных соединений элементов конструкций резервуара при его частичном техническом диагностировании.
5. Размеры участков перекрестий сварных швов стенки, на которых выполняется УЗК при частичном техническом диагностировании, приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 – Размеры контролируемых участков перекрестий сварных швов

1. Обязательному УЗК подлежат сварные соединения стенки резервуаров, указанные в таблице 1.
2. Перекрестья сварных соединений для УЗК рекомендуется выбирать по результатам предварительно проведенного анализа документации и ВИК.
3. Если при контроле сварных соединений, указанных в таблице 1, обнаружены дефекты, указанные в Приложении № 7, то объем контроля (длина сварных швов и количество контролируемых перекрестий) удваивается. В случае повторного обнаружения недопустимых дефектов назначается 100 % контроль вертикальных монтажных соединений на всю высоту и контроль всех перекрестий вертикальных и горизонтальных швов трех поясов.
4. Обязательному УЗК подлежат также сварные соединения на следующих участках и сварных швах стенки резервуара, имеющие дефекты, выявленные в результате ВИК:

на нижних поясах стенки резервуара, имеющих местные выпучины или вмятины и отклонения образующих по вертикали (за пределами допусков);

сварные швы при несоответствии по качеству поверхности, форме и размерам валиков усиления параметрам, приведенным в проектной документации.

1. Обязательный УЗК выполняется при обнаружении ультразвуковым толщиномером участков с резким изменением толщин стенки и подозрением на наличие расслоения металла.

Таблица 1

Объем обязательного УЗК сварных соединений стенки резервуаров

Класс опасности резервуара	Объем обязательного контроля
II	1. Все вертикальные монтажные соединения стенки (для рулонированных резервуаров) на высоту трех нижних поясов
2. Перекрестья вертикальных и горизонтальных швов поясов 1-2, 2-3, 3-4 на длине 100 мм в каждую сторону в объеме не менее 40 %
3. Участки вертикальных сварных соединений, примыкающих к окрайку днища на высоту не менее 500 мм в объеме не менее 40 %
III	4. Все вертикальные монтажные соединения стенки (для рулонированных резервуаров) на высоту двух нижних монтажных поясов
5. Перекрестья вертикальных и горизонтальных швов поясов 1-2, 2-3, 3-4 на длине 100 мм в каждую сторону в объеме не менее 30 %
6. Участки вертикальных сварных соединений, примыкающих к окрайку днища на высоту не менее 500 мм в объеме не менее 30 %
IV	7. Все вертикальные монтажные соединения стенки (для рулонированных резервуаров) на высоту двух нижних монтажных поясов
8. Перекрестья вертикальных и горизонтальных швов поясов 1-2, 2-3, 3-4 на длине 100 мм в каждую сторону в объеме не менее 15 %
9. Участки вертикальных сварных соединений, примыкающих к окрайку днища на высоту не менее 500 мм в объеме не менее 15 %

1. Результаты УЗК оформляются актом (см. Приложение № 14).
   При составлении заключения каждый дефект следует описывать отдельно.
   К акту УЗК прилагаются схемы проведения контроля, заключения по результатам УЗК, эскизы конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных дефектов.
2. Акустико-эмиссионный контроль (АЭК) является вспомогательным методом неразрушающего контроля и проводится для выявления развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла стенки и определения общего коррозионного состояния внутренней поверхности днища резервуара и выявления зон потенциальной утечки продукта без вывода резервуара из эксплуатации.
3. Проведение АЭК требует проведения специального нагружения конструкций резервуара (слив-налив) и требует согласования с владельцем резервуара.
4. На основе полученных и обработанных данных источники акустической эмиссии в сварных соединениях и основном металле стенки резервуара оцениваются по степени опасности (см. ПБ 03-593-03):

источник класса I – пассивный источник;

источник класса II – активный источник;

источник класса III – критически активный источник;

источник класса IV – катастрофически активный источник.

1. При проведении АЭК необходимо производить непрерывное наблюдение за поступающими данными. Если в ходе нагружения будет отмечено аномальное увеличение активности АЭ – источники АЭ класса опасности IV, то для предупреждения возникновения аварии испытания должны быть приостановлены до выяснения причин обнаруженного явления.
2. В случае обнаружения источников АЭ классов II, III или IV в соответствии с ПБ 03-593-03 или в случае, когда интерпретация АЭ источников затруднена, необходимо произвести дополнительный УЗК участков стенки резервуара в местах обнаружения источников АЭ. Окончательная оценка выявленных источников АЭ осуществляется по результатам дополнительного УЗК. Дефекты, являющиеся источниками АЭ классов III или IV, недопустимы.
3. Результаты АЭК стенки и днища резервуара оформляются в виде протокола АЭК (см. Приложение № 15).
4. Капиллярный контроль (ПВК) является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара.
5. Результаты ПВК оформляются актом (см. Приложение № 16).
6. Магнитопорошковый контроль (МПК) является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара.
7. Результаты МПК оформляются протоколом (см. Приложение № 17).

VII. ТРЕБОВАНИЯ К ПРЕДВАРИТЕЛЬНОМУ ОТЧЕТУ

1. В составе предварительного отчета должны быть разделы: введение, информация о резервуаре, результаты оценки технического состояния конструкций резервуара по работам, проведенным в составе программы технического диагностирования резервуара.

Руководство по безопасности Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Ассоциация «НКПРОМ» — официальный распространитель Ростехнадзора

• Главная
• Правовые ресурсы
• Подборки материалов
• Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

Подборка наиболее важных документов по запросу Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» (нормативно–правовые акты, формы, статьи, консультации экспертов и многое другое).

Нормативные акты