Техническая диагностика резервуаров после ремонта

VI. Техническое диагностирование резервуаров

6.1 Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров

6.1.1 Данный раздел регламентирует порядок проведения работ по техническому диагностированию вертикальных стальных цилиндрических резервуаров, эксплуатируемых в системе магистрального трубопроводного транспорта нефти.

6.1.2 Под техническим диагностированием понимается комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара. Целью диагностирования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

6.1.3 Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

• частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;
• полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

6.1.4 Периодичность выполнения полных и частичных технических обследований приведена в таблице 8.

Таблица 8 — Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров

Срок эксплуатации, год	Полное обследование, лет	Частичное обследование, лет
До 20	10	5
Свыше 20	8	4
Примечание — Частичные обследования, выполняемые в срок, не могут служить основанием для продления (перенесения) срока полного обследования

6.1.5 При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары:

• эксплуатируемые без полного обследования более 10 лет;
• сооруженные не по типовым проектам;
• изготовленные из кипящих или нескольких разнотипных сталей;
• находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
• эксплуатируемые более 5 лет в режиме учета нефти с частотой более 200 полных циклов в год;
• не имеющие внутренней антикоррозионной защиты;
• не снабженные системой и не обеспеченные условиями слива подтоварной воды;
• применяемые для хранения нефти, вызывающей усиленную коррозию металла;
• используемые для хранения товарной нефти с агрессивными примесями.

6.1.6 Техническое диагностирование резервуаров проводится на основании технического задания, утвержденного главным инженером предприятия.

Техническое диагностирование резервуаров проводится по типовой программе. Объем полного или частичного диагностирования может быть увеличен индивидуально, за счет проведения обследования по дополнительной программе, в зависимости от технического состояния, срока и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды.

6.1.7 Типовая программа частичного обследования, согласно РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

• ознакомление с технической документацией;
• визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны;
• измерение толщины стенки и крыши резервуара;
• измерение отклонений образующих стенки от вертикали;
• нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;
• проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;
• проверку состояния основания и отмостки;
• составление технического заключения по результатам обследования.

6.1.8 Дополнительная программа частичного обследования может включать следующие работы:

• акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;
• ультразвуковое или магнитное сканирование первого пояса стенки;
• инфракрасную спектроскопию;
• зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами и другие работы.

6.1.9 Типовая программа полного обследования, согласно РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

• ознакомление с технической документацией;
• визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной и внутренней сторон;
• измерение толщины стенки, крыши, днища резервуара;
• измерение толщины патрубков и люков-лазов;
• измерение отклонений образующих стенки от вертикали;
• нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;
• нивелирование фундаментов приемо-раздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;
• контроль сварных соединений стенки физическими методами;
• контроль герметичности сварных соединений днища;
• контроль состояния внешнего и внутреннего (при наличии) покрытий;
• проверку состояния основания и отмостки;
• проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;
• составление технического заключения по результатам обследования, включающего ведомость дефектов с указанием их координат на эскизах или чертежах.

6.1.10 При полном и частичном обследованиях резервуара с плавающей крышей (понтоном) помимо перечисленных в 6.1.7 и 6.1.9 типовая программа должна включать следующие работы:

• внешний осмотр и измерение габаритов элементов кольцевой площадки плавающей крыши, опорной фермы, катучей лестницы и затвора;
• измерение толщины элементов плавающей крыши (понтона);
• измерение зазора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;
• проверку состояния затвора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;
• нивелирование коробов и мембраны плавающей крыши;
• нивелирование опорной фермы и катучей лестницы;
• толщинометрию мембраны в местах коррозии и вмятин.

6.1.11 Дополнительная программа полного обследования, кроме перечисленных в 6.1.8, может включать следующие работы:

• химический анализ металла;
• механические испытания и (или) металлографические исследования сварных соединений и (или) основного металла.

6.1.12 По результатам технического диагностирования оформляется технический отчет, включающий дефектную ведомость с указанием дефектов и их координат на эскизах или чертежах.

6.1.13 Подготовка резервуара к диагностированию, содействие, контроль за выполнением работ и техникой безопасности осуществляются эксплуатирующей организацией. Проведение работ по техническому диагностированию возлагается на исполнителя.

6.1.14 Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров, должны иметь соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

6.1.15 Работы по обследованию резервуара проводятся с разрешения руководства эксплуатирующей организации (заказчика) после прохождения персоналом инструктажа по технике безопасности и противопожарной безопасности.

6.1.16 На выполненные при техническом диагностировании (освидетельствовании) работы составляется первичная документация (акты, протоколы, журналы и т.п.), на основании которой оформляется заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости его ремонта или вывода из эксплуатации.

6.1.17 При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется (раздел 8).

6.1.18 Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.

6.1.19 Обеспечить освещенность рабочего места внутри резервуара при выполнении технического диагностирования не менее 50 лк.

6.1.20 При подготовке резервуара к проведению акустико-эмиссионного контроля необходимо руководствоваться требованиями ТД 23.056-96.

6.1.21 Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих результатов:

• ознакомления с технической документацией;
• внешнего осмотра резервуара с внутренней и наружной сторон;
• измерения толщины стенки, крыши, днища резервуара, патрубков и люков-лазов;
• измерения отклонений образующих стенки от вертикали;
• нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;
• контроля сварных соединений стенки физическими методами;
• контроля герметичности сварных соединений днища;
• проверки состояния основания и отмостки;
• проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (при необходимости);
• поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара (при необходимости).

6.1.22 Предельно допустимые отклонения образующих стенки от вертикали, наружного контура днища от горизонтали, допустимые стрелы прогиба выпучин или вмятин поверхности стенок, высота хлопунов, допустимые значения угловых деформаций сварных соединений стенки резервуара, допустимые отклонения геометрических размеров понтона (плавающей крыши) приведены в РД 08-95-95.

6.1.23 Данные технического обследования резервуара и его элементов служат основанием для разработки проекта ремонта и заключения о возможности его дальнейшей эксплуатации.

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

6.1.25 Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, геометрическое положение и т.п., должны быть сравнены с допустимыми значениями, указанными в проекте, действующих нормативных документах. Недопустимые дефекты должны быть занесены в ведомость дефектов с указанием всех геометрических и др. параметров, необходимых для разработки проекта ремонта.

6.1.26 Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров — неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу, недопустимое поражение элементов конструкций РВС коррозией, недопустимый монтажный брак при строительстве.

6.1.27 После обследования и оценки технического состояния резервуара исполнителем составляется технический отчет, который должен содержать следующее:

• сведения о месте расположения резервуара, его инвентарный номер и дату диагностирования;
• наименование организации, выполнившей диагностирование, фамилии и должности исполнителей;
• краткую техническую характеристику резервуара, материалов, примененных при строительстве, данные о режиме эксплуатации и свойствах хранимой нефти;
• сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;
• даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований;
• данные о видах и датах аварий, количество и описание проведенных ремонтов;
• значения проектной и фактической толщины крыши, днища, стенки и элементов плавающей крыши (понтона);
• расчет кольцевых напряжений исходя из фактической толщины стенки РВС;
• результаты внешнего осмотра конструкций и сварных соединений;
• результаты измерений отклонений образующих стенки от вертикали;
• результаты нивелирования наружного контура и поверхности днища;
• результаты физического контроля сварных соединений стенки;
• результаты контроля герметичности сварных соединений днища;
• результаты механических испытаний, металлографического и химического анализов основного металла и сварных соединений;
• эскизы крыши, днища, развертки стенки резервуара и плавающей крыши (понтона) с нанесенными на них местами дефектов, отступлений от проекта, местами установки оборудования, точками измерения толщины элементов и т.п.;
• выводы по результатам обследования с основными данными, характеризующими состояние отдельных элементов или резервуара в целом;
• дефектную ведомость с указанием координат дефектов на эскизах или чертежах;
• заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его дальнейшей безопасной эксплуатации.

6.1.28 Оформленный технический отчет утверждается в установленном порядке техническим руководителем организации, выполнившей диагностирование. Копия технического отчета хранится в организации, проводившей диагностирование.

6.1.29 После получения технического отчета в паспорт резервуара вносится информация о проведенном диагностировании.

6.2 Техническое диагностирование железобетонных резервуаров

6.2.1 Общие положения

6.2.1.1 Техническое диагностирование железобетонного резервуара представляет собой комплекс мероприятий, обеспечивающих нормальное функционирование резервуара, своевременное проведение профилактических мероприятий и прогнозирование сроков вывода на капитальный ремонт. Диагностирование включает в себя частичное наружное обследование и полное техническое обследование.

6.2.1.2 Частичное наружное обследование проводится силами эксплуатирующей организации для оценки технического состояния резервуара в режиме эксплуатации, с целью своевременного обнаружения дефектов в сооружении и недопущения аварийной ситуации.

6.2.1.3 Полное техническое обследование проводится специализированной организацией с целью определения действительного технического состояния резервуара и его конструкций, получения количественных оценок фактического состояния качества конструкций и изучения возможности дальнейшей безопасной эксплуатации.

6.2.1.4 Дефекты (неисправности) конструкции резервуара могут быть вызваны как внешним воздействием (повреждения при эксплуатации), так и нарушением правил при изготовлении (дефект изготовления).

6.2.1.5 Выявление дефектов осуществляется как при визуальном осмотре, так и с помощью инструментального контроля.

6.2.1.6 Инструментальный контроль служит для получения количественной характеристики дефектов конструкции с помощью специального оборудования.

6.2.1.7 За основные критерии оценки состояния железобетонной конструкции принимаются несущая способность, жесткость и трещиностойкость, определяемые по установленным в ходе освидетельствования показателям.

6.2.1.8 Оценка технического состояния железобетонных и бетонных конструкций резервуаров для нефти необходима для разработки рекомендаций по дальнейшей их безопасной эксплуатации.

6.2.1.9 Железобетонные резервуары должны подвергаться периодическому частичному наружному обследованию (2 раза в год) и полному техническому обследованию (1 раз в 10 лет, а также в случае обнаружения серьезных повреждений).

6.2.1.10 Подготовка к проведению работ по полному техническому обследованию выполняется силами организации, эксплуатирующий резервуар, и включает в себя подготовку резервуара и передачу исполнителю работ комплекта технической документации:

• технического задания на проведение полного технического обследования резервуара;
• исполнительной документации;
• эксплуатационной документации.

6.2.1.12 Техническое задание на проведение полного технического обследования резервуара согласовывается с исполнителем работ и должно содержать:

• перечень выполняемых работ;
• особые условия (при необходимости);
• сведения о возможности предоставления исполнителю материалов, оборудования, механизмов и других услуг при обследовании в соответствии с требованиями настоящего подраздела.

6.2.1.13 Исполнительная документация на строительство резервуара должна содержать:

• комплект рабочих чертежей резервуара;
• акты на скрытые работы (устройство подготовки основания резервуара, устройство дренажа, арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличивание стыков бетонных конструкций, навивка кольцевой предварительно напряжённой арматуры, торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара, устройство гидроизоляции, ремонтные работы);
• документы о согласовании отступлений от чертежей при строительстве резервуара (в т.ч. журнал производства работ);
• паспорта, подтверждающие класс (марку) бетона, класс арматуры;
• паспорта на сборные железобетонные конструкций, акты натяжения арматуры;
• акты испытаний резервуара на герметичность и газонепроницаемость покрытия;
• акт приемки в эксплуатацию резервуара после окончания строительства (в т.ч. журнал и акты геодезических работ).

6.2.1.14 Эксплуатационная документация должна содержать:

• технический паспорт резервуара;
• технологическую карту эксплуатации резервуара;
• акты проведения нивелировок резервуара;
• журнал по проведению осмотров резервуара и резервуарного оборудования.

6.2.1.15 Для систематизации и проведения анализа состояния конструкций резервуара каждому повреждению присваивается определенный номер, который заносится в журнал дефектных ведомостей. Нумерация дефектов приведена в таблице 8:

• позиции 1-9 отражают характерные, наиболее часто встречающиеся дефекты железобетонных конструкций резервуара;
• позиция 10 в дефектной ведомости — указывается специфический дефект для обследуемого элемента.

Таблица 8 — Перечень дефектов элементов железобетонных конструкций резервуара

Наименование дефекта	Последствия
1. Рыхлая, легко отслаивающаяся (шелушащаяся) поверхность бетона	Снижение прочности
2. Нарушение герметичности конструкции (непроектное сквозное отверстие)	Нарушение герметичности
3. Нарушение стыка между однотиными элементами (трещины в стыке панелей и т.д.)	Нарушение герметичности
4. Нарушение стыка между разнотипными элементами (трещины в стыке стенки и днища и т.д.)	Снижение прочности, нарушение герметичности
5. Коррозия рабочей арматуры	Снижение несущей способности
6. Нарушение защитного слоя рабочей арматуры	Снижение долговечности
7. Коррозия конструктивной арматуры	Снижение долговечности
8. Трещина в теле конструкции	Снижение прочности, нарушение герметичности
9. Разрушение части конструкции	Снижение прочности, нарушение герметичности
10. Другие дефекты	По экспертной оценке

6.2.1.16 После указанного номера дефекта в дефектной ведомости осуществляются его описание и схематичная зарисовка, а также устанавливается его значимость для работы конструкции.

6.2.2 Полное обследование конструкций железобетонных резервуаров

6.2.2.1 Полное техническое обследование проводится на основании технического задания (6.2.1.12), утвержденного главным инженером предприятия по индивидуальной для каждого резервуара программе, разработанной специализированной организацией в соответствии с положениями данных Правил. Программа полного технического обследования утверждается главным инженером предприятия.

6.2.2.2 Перечень работ при полном обследовании:

• очистка резервуара;
• монтаж подмостков, обеспечивающих доступ для инструментальных измерений;
• установка страховочных устройств к конструкциям, находящимся в аварийном состоянии;
• отрывка шурфов и каналов;
• подготовка покрытия резервуара к проведению обследования плит.

6.2.2.3 Рекомендуемый набор приборов, оборудования и технических средств, необходимых для проведения полного технического обследования железобетонных резервуаров, приведен в Приложении М.

6.2.2.4 Определение физико-механических характеристик бетона и арматуры железобетонных конструкций резервуаров должно проводиться в полном соответствии с требованиями стандартов на эти виды испытаний.

6.2.2.5 Наличие и расположение трещин в конструкциях, стыках и герметизирующем слое устанавливаются визуально. В дефектной ведомости зарисовывается схема расположения трещин и их характер.

6.2.2.6 Ширина раскрытия трещин определяется с помощью прибора МПБ-2. При наличии трещин в теле бетона, в предварительно напряженных конструкциях и при раскрытии трещин более 0,3 мм в обычных конструкциях, необходима проверка состояния рабочей арматуры.

6.2.2.7 Уровень карбонизации защитного слоя бетона следует устанавливать на свежевскрытом защитном слое с помощью 1 % раствора фенолфталеина. Окраска в ярко-малиновый цвет после нанесения раствора фенолфталеина свидетельствует о потере бетоном защитных свойств.

6.2.2.8 Появление белого налета после обработки свежевскрытого бетона 1 % раствором азотнокислого серебра свидетельствует о наличии агрессивных к металлу ионов хлора.

6.2.2.9 Толщину защитного слоя, диаметр и расположение арматуры в конструкции следует определять на оголенных участках визуально и с помощью линейки и штангенциркуля, а в местах, закрытых защитным слоем бетона, — с помощью магнитного метода в соответствии с ГОСТ 22904.

6.2.2.10 Наличие коррозии рабочей арматуры определяется на оголенных участках и выборочно на участках со вскрытием защитного слоя в конструкциях с пониженными прочностью и плотностью бетона. Количество контролируемых участков устанавливается программой обследования.

6.2.2.11 Причина коррозии арматуры и состав коррозионного слоя устанавливаются с применением химического анализа.

6.2.2.12 Прогибы плит покрытия устанавливаются с помощью нивелирования отметок на торцах плит и в середине пролета. Установка и привязка нивелира должны осуществляться вне конструкций резервуара.

6.2.2.13 Совместная работа плит покрытия, их несущая способность и жесткость оцениваются выборочно по результатам нагружения конструкций с помощью гибких емкостей (брезентовых мешков с полиэтиленовыми вкладышами), заполняемых водой. Места загружения и уровень нагрузки устанавливаются программой обследования после анализа состояния плит покрытия, обследованных неразрушающими методами. При загружении конструкций фиксируются ступени загружения и измеряются прогибы по концам плит и в середине пролета. Загружение брезентовыми мешками, наполненными водой, участка покрытия резервуара показано на рисунке Приложения Н.

6.2.2.14 Все полученные результаты измерений и визуальных осмотров заносятся в Журнал для записи результатов измерения с указанием даты проведения работы, условий выполнения работы и конкретного лица, выполнившего замеры.

6.2.2.15 На выполненные при полном техническом обследовании резервуаров работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию, на основании которой оформляют заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуаров, необходимости их ремонта или вывода из эксплуатации.

6.2.3 Анализ результатов обследования и балльная оценка состояния конструкций

6.2.3.1 В зависимости от результатов полного обследования устанавливается один из пяти возможных баллов состояния конструкций резервуара (таблица 9).

Таблица 9 — Оценка состояния конструкций железобетонного резервуара по результатам полного обследования

Балл	Оценка состояния конструкции
5	Состояние отличное, дефектов не обнаружено, возможна дальнейшая эксплуатация без замечаний
4	Состояние хорошее, дефекты незначительны, может потребоваться мелкий ремонт
3	Состояние удовлетворительное, требуется ремонт или другие мероприятия по продлению сроков службы
2	Состояние неудовлетворительное, требуется восстановление или усиление
1	Состояние аварийное, к эксплуатации не пригодна, требуется замена

6.2.3.2 Система присвоения балла заключается в комплексном сопоставлении измеренной прочности бетона, прогиба (для изгибаемой конструкции), состояния арматуры и экспертной оценки установленных дефектов с проектными показателями и ограничениями, установленными экспертами на основании обнаруженных дефектов (таблица 10).

Источник