РД 153-112-017-97
Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ЗАО «НЕФТЕМОНТАЖДИАГНОСТИКА»

СОГЛАСОВАНА Г осгортехнадзором Российской Федерации письмо -Vs10-03/538 от 23.12.96.

УТВЕРЖДЕНА Заместителем министра топлива и энергетики Российской Федерации Морозовым Е.С.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров

РД 153-112-017-97

Уфа 1997

ИИ

Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. РД 153-112-017-97. - Уфа: Издательство УПГГУ, 1997. - 74 с. - ISBN 5-7831-0017-Х.

В инструкции изложены методические положения по выявлению дефектов в конструкциях резервуара при помощи рентгенографического, ультразвукового контроля, инфракрасной спектроскопии и других методов неразрушающего контроля. Она позволяет определить остаточный ресурс резервуара по критериям коррозионного износа, трешиностойкости и на этой основе назначить виды требуемого ремонта и допустимые безопасные пределы эксплуатационной нагрузки •на период дальнейшей эксплуатации.

Инструкция разработана ЗАО <сНефтемонта жди агностика»

Авторский коллектив:

Каравайченко М.Г., к.т.н.

Фатхиев Н.М.,к.т.н.

Шаров Л.Н.

Бусыгин Г.Н.

Завадский А.Р.

Редактор издательства Л.А.Матвесва

Компьютерный набор: Габбасов Т.И., Габбасова Т.П.

330800000-111

4К4(03)-97

Без объявл. -97

ISBN 5-7831-0017-Х

© Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, 1997 © ЗАО «Нефтсмоитаждиагностика»,1997

РД153-112-017-97

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ И ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Вводится взамен РД112 РСФСР-029-90 “Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров"

Срок введения установлен с 1 июля 1997 г. приказом Минтопэнерго №153 от 28.05.97.

Настоящая инструкция разработана на основе и в дополнение к РД-08-95-95 "Положение о системе технического диагностирования сварных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов".

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Диагностика резервуара заключается в выполнении комплекса мероприятий по техническому обследованию, дефектоскопии и обработке полученной информации, составлению заключения о техническом состоянии резервуара и выдаче рекомендаций по дальнейшему его использованию. Для этого инструкция содержит методы общего технического диагностирования, выявления и измерения различных дефектов, а также параметров концентрации напряжений в металле с применением неразрушаюших методов контроля. Она включает также методы измерения (расчета) параметров, характеризующих степень старения металла, усталостные трещины и коррозионные повреждения.

Для полноты информации диагностика должна включать расчеты остаточного ресурса резервуара по коррозионному износу, малоцикловой усталости и трещиностойкости. При малоцикловом нагружении в стали нагруженных элементов резервуара (стенка, окрайка днища) сначала возникают усталостные повреждения, которые постепенно развиваются до образования трещин. В связи с этим расчет на малоникловую усталость резервуаров выполняют в две стадии; накопление усталостных повреждений (подраздел 3.1) и развития трещин ^подраздел 32) до критического размера, при достижении которого начинается лавинообразное раскрытие трещины.

PR 155-112-017-97

1.2.    В результате расчета на малоцикловую усталость получают число циклов нагружения резервуара до зарождения усталостных повреждений и число циклов нагружения с момента образования усталостных повреждений до разрушения резервуара.

1.3.    Работы, выполняемые по подразделам 2.10, 2.11 и разделам 3 и 4 настоящей Инструкции, являются рекомендательными.

1.4.    Расчеты на прочность, устойчивость и остаточный ресурс резервуаров должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки (гидростатическое давление жидкости и избыточное давление газа), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также фактической (остаточной) толщины стенки и изменения структуры и механических свойств стали в процессе длительной эксплуатации резервуара.

Задача эксплуатационного персонала состоит в том, чтобы число циклов работы резервуара было меньше, чем расчетное число циклов, при котором может произойти разрушение.

1.5.    Необходимость диагностирования каждого конкретного резервуара в соответствии с рекомендациями настоящей инструкции определяют специалисты и должностные лица предприятия, при необходимости с привлечением специалистов по диагностике.

Диагностика резервуаров по настоящей инструкции должна выполняться специализированными предприятиями или организациями, имеющими квалифицированных специалистов, лицензию Гостехнадзора России или его региональных управлений и оснащенными специальным оборудованием для применения неразрушающих методов контроля.

1.6.    По срокам проведения диагностический контроль резервуаров делится на очередной и внеочередной. Внеочередная диагностика резервуаров проводится в следующих случаях:

-    после аварии или пожара на резервуаре;

-    при достижении срока амортизации.

Все резервуары одного предприятия не могут быть одновременно выведены из эксплуатации для диагностики, так как для этого необходимо их опорожнить, очистить и дегазировать до санитарных норм для работы людей. Поэтому предварительно требуется провести общую оценку резервуарного парка, чтобы установить очередность проверки.

В первую очередь должны обследоваться резервуары, изготовленные из "кипящей" стали, сваренные меловыми электродами.

РД !53-112-017-97

клепанные, имеющие внешние дефекты, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

1.7.    В процессе эксплуатации каждый резервуар должен подвергаться полной и частичной диагностике в зависимости от его технического состояния, условий и режимов эксплуатации.

Полная диагностика резервуара должна проводиться не реже одного раза в 10 лет, частичная - не реже одного раза в 5 лет.

Конкретные сроки как полной, так и частичной диагностики назначаются в зависимости от технического состояния и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды.

Для полной диагностики резервуар должен быть очищен и дегазирован до санитарных норм. Частичная диагностика может проводиться без вывода резервуара из эксплуатации.

1.8.    При частичной диагностике выполняются следующие работы:

-    визуальный осмотр резервуара и его оборудования;

-    измерение толщины листов стенки, кровли;

-    измерение отклонений образующих от вертикали, местных деформаций стенки и горизонтальности выступа окрайки и основания под ней;

-    проверка состояния отмостки;

-    составление заключения о техническом состоянии резервуара.

1.9.    При полной диагностике необходимо выполнить, кроме перечисленных в п. 1.8, следующие работы:

-    визуальный осмотр стенки, кровли и днища с внутренней стороны;

-    визуальный осмотр понтона (при его наличии);

-    измерение толщины стенки, днища кровли и понтона;

-    контроль сварных соединений физическими методами;

-    механические испытания, металлографические исследования и химический анализ металла (в необходимых случаях);

-    зондирование днища и основания резервуара с целью выявления утечки;

-    решить вопрос о необходимости и целесообразности обследования резервуара методом инфракрасной спектроскопии и выполнить такое обследование;

-    обработать полученные результаты измерений толщины

РД J53-J12-017-97

стенки всех элементов резервуара (стенка, кровля, днище, понтон, плавающая крыша), определить остаточный срок службы для них по коррозионному износу;

-    определить расчетом допустимую толщину листов для различных поясов, окрайки, днища и кровли к полученные результаты сравнить с данными измерений; если окажется, что фактическая толщина листов меньше допустимой, принять одно из возможных решений:

первое- резервуар остановить на ремонт; второе- резервуар эксплуатировать при пониженной эксплуатационной нагрузке, для чего выполнить расчет допустимой высоты заполнения резервуара;

-    выполнить расчет остаточного ресурса резервуара по критериям малоцикловой усталости и трещиностойкости металла;

-    выполнить расчеты и проверить функциональные параметры резервуара/югласно приложению 8;

-    составить заключение о техническом состоянии и показателях назначения резервуара на предстоящий период эксплуатации.

1.J0. При диагностике резервуаров по согласованию с заказчиком могут использоваться другие, не рассмотренные в настоящей Инструкции неразрушающие методы контроля, которые позволяют добиться более совершенного результата и в то же время позволяют обеспечить полную безопасность (акустико-эмиссионный метод обнаружения дефектов, магнитный или иной метод измерения фактических напряжении в стенке резервуара и т.п.).

РД 153-112-017-97

7

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И ДЕФЕКТОСКОПИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1.    Требования по подготовке резервуаров к обследованию и

дефектоскопии

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

В тех случаях, когда имеется потребность в оценке технического состояния внутренней поверхности резервуара или понтона (плавающей крыши), измерении толщины днища, контроля качества сварных швов физическими методами, резервуар дол-. жен быть выведен из эксплуатации, очищен от грязи и дегазирован до санитарных норм.

2.1.2.    Перед выполнением работ внутри резервуара все трубопроводы, связанные с этим резервуаром, должны быть отключены от него закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Место и время установки заглушек должно быть записано в вахтенном журнале.

2.1.3.    До начала работ по обследованию и дефектоскопии необходимо:

-    подготовить карты разверток стенки, днища и кровли для нанесения на них обнаруженных дефектов и отступлений от проектов, СНиПов и стандартов;

-    подготовить яркую краску и кисти для нанесения отметок дефектных мест на стенке, днише и кровле,

-    получить инструктаж в пожарной охране, у инженера по технике безопасности и письменное разрешение руководителя объекта на проведение работ на территории резервуарного парка и внутри резервуаров;

-    подготовить, а в случае необходимости, изготовить оборудование и приспособления, требующиеся для осмотра и измерений (лестницы, стремянки, шаблоны, подмостки, пояса монтажные, фонари взрывобезопасного исполнения, лупы 3-10-кратного увеличения, противогазы, веревки и т.п.).

РД153-1 1 2-0 1 7-97

2.2. Осмотр конструкции и сварных соединений

2.2.1.    Целью осмотра является выявление поверхностных дефектов, приводящих, как правило, к местному уменьшению толщины металла, уменьшению толщины и изменению формы сварного шва. Осмотру подлежат наружная и внутренняя поверхности стенки и кровли и внутренняя поверхность днища. Особо тщательному осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов. При осмотре дефектные места следует очистить от краски металлической щеткой. Внутренняя поверхность резервуара, если она не имеет антикоррозионного покрытия, при осмотре должна быть очищена от ржавчины и грязи.

2.2.2.    При осмотре необходимо использовать лупу с 3-10-кратным увеличением, переносные лестницы и подвесные люльки. Могут быть использованы также бинокли и подзорные трубы. Для осмотра нссуших элементов кровли вырезают окно в настиле кровли и на фермах или подвесках устанавливают леса из досок хвойных пород толщиной не менее 40 мм.

2.2.3.    Все выявленные дефекты подлежат измерению по протяженности (площади) и наносятся, на карту осмотра.

Глубину дефекта измеряют штангенциркулем, шаблоном свар-шика или индикатором часового типа, длину - линейкой с ценой деления 1 мм. Размеры и формы сварного шва измеряются с помощью шаблона сварщика. Шаблон используется также для измерения угловатости монтажного шва и вмятин.

2.2.4.    Осмотр сварных соединений и конструкций с внешней стороны резервуара должен проводиться по мере необходимости и каждый раз при выводе резервуара на ремонт. (Внешний осмотр резервуара при ежедневном осмотре резервуарного парка обслуживающим персоналом не может заменять осмотра сварных соединений и основного металла, излагаемого в настоящей Инструкции.)

2.2.5.    К поверхностный дефектам основного металла относятся:

-    коррозионное повреждение, сплошное или местное;

-    царапины вдоль и поперек листа; более опасны царапины поперек листа;

-    плены, представляющие собой тонкие металлические корки в форме языков на поверхности металла, вытянутые в продольном направлении листа. Их отделяют от основного металла пу-

РД 153-112-017-97

9

тем подрубания зубилом в продольном направлении листа. Плены не имеют прочной связи с основным металлом, поэтому уменьшают расчетную толщину стенки;

-    местные оплавления металла и вырывы представляют собой углубления произвольной формы и глубины, образовавшиеся, как правило, в процессе монтажа (ремонта) при срезании или отрыве технологических пластин или кронштейнов Эти дефекты могут быть удалены путем пологой зачистки наждачным кругом;

-    неметаллические включения (шлак, порода, окалина и др.) нарушают сплошность металла, уменьшают его расчетное сечение.

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

2.2.6.    К поверхностным дефектам сварного шва относятся:

-    кратер, который образуется в металле вследствие резкого обрыва дуги в конце сварки; кратер уменьшает сечение шва и может явиться очагом образования трещин, поэтому подлежит исправлению;

-    подрез, представляет собой канавку в ооДОеном металле вдоль сварного шва с одной или двух сторон и уменьшает сечение основного металла, вызывает концентрацию напряжений;

-    прожог - сквозное отверстие в сварном шве, образовавшееся в процессе вытекания сварочной ванны. Прожог должен быть тщательно зачищен и заварен;

-    непровар - это неполное заполнение сварного соединения металлом, который снижает статическую и усталостную прочность шва, повышает склонность конструкции к хрупкому разрушению;

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

2.2.7.    Поверхностные дефекты металла, как правило, устраняются перед приемкой нового резервуара в эксплуатацию. Однако нс все поверхностные дефекты удастся выявить и устранить в процессе монтажа резервуара. Некоторые поверхностные дефекты обра-

РД152-112-017-97

зуются в процессе эксплуатации. Поэтому при осмотре резервуара необходимо обращать внимание на все виды дефектов и наносить их на карту осмотра.

2.2.8. Для оценки состояния поверхности основного металла и сварных швов и принятия решения по результатам осмотра полученные при осмотре результаты сравниваются с требованиями проекта и СНкП 3.03.01 «87.

Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям ГОСТ 14637-89, ГОСТ 5520-79 и СНиП 3.03.01-87.

Сварные соединения должны соответствовать требованиям ГОСТ 8713-79, ГОСТ 5264-80 и СНиП 3.03.01- 87.

2.3. Осмотр плавающей крыши и понтона

2.3.1.    При осмотре необходимо проверить:

-    прилегание затвора к стенке резервуара;

-    вертикальность направляющих и опорных стоек;

-    герметичность сварных швов коробов и мембраны;

-    отсутствие чрезмерной деформации мембраны;

-    отсутствие нефтепродукта в коробах;

-    толщину стенки коробов и мембраны;

-    степень износа трущихся частей затвора и коррозионного повреждения металлических деталей.

2.3.2.    Для резинотканевых элементов затвора допустимым считается износ от трения до обнажения тканевой основы.

2.3.3.    При осмотре понтона из пенополиуретана проверяют формоста-бильностъ пенополиуретана, плотность прилегания затвора, отсутствие деформации опорных стоек и лучей монтажной эксплуатационной опоры, а также измеряют электросопротивление заземления понтона и электросопротивление покрытия понтона. При необходимости из тела понтона вырезают образцы размером 30x30x30 мм и определяют плотность пенополиуретана, его бензопоглошение. По результатам осмотра понтона принимают решение о его ремонте или дальнейшей эксплуатации.

PH 153-112-017-97

II

2.4. Осмотр тепловой изоляции

2.4.1.    При осмотре теплоизолированных резервуаров проверяют толщину изоляционного слоя, его плотное прилегание к металлу (адгезию к металлу в случае пенополиуретановой изоляции), отсутствие намокания нефтепродуктом. 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, и принимают меры по ремонту или замене тепловой изоляции. Теплопотери могут быть выявлены с помощью тепловизора.

2.42. Для измерения толщины стенки и определения степени коррозионного износа наружной поверхности резервуара на различных* участках поверхность очищают от изоляции, а после завершения контрольных работ изоляционное покрытие восстанавливают.

2.4.3.    Теплоизоляционные свойства изоляционного материала считаются низкими, если коэффициент теплопроводности его окажется больше 0,07 Вт/(м*К).

2.4.4.    О качестве теплоизоляционного материала в целом судят по его теплосопротивлению, которое определяется расчетом.

2.5. Измерение толщины металла

2.5.1.    Целью измерения толщины металла является определение фактической толщины различных элементов резервуара. Полученные результаты используются при вычислении напряжений в металле, а также для определения скорости коррозии металла. Объем измерительных работ определяется, согласно методике, изложенной в п.3.3.2 настоящей Инструкции. Периодичность измерения толщины стфМки зависит от длительности эксплуатации и коррозионной активности среды. Чем выше скорость коррозии металла, чем чаще должна назначаться операция измерения толщины стенки резервуара. С учетом различной интенсивности коррозии для различных зон внутри резервуара некоторые измерения могут быть выполнены выборочно, например, измерение толщины кровли и верхних двух поясов, измерение толщины первого пояса и т.д.

РД 153-112417*97

2.52.    На месте измерения поверхность металла должна быть очишена от брызг, окалины, ржавчины, краски и грязи. Для очистки можно применять абразивный крут, металлическую щетку, наждачную бумагу. После очистки поверхность должна быть ров-

Ъ«1/

ной и гладкой, чистота обработки V . Для измерения толщины металла рекомендуются различные толщиномеры ("Кварц-0", "Кьарц-15", УТ-31МЦ, УТ-93) и другие приборы, позволяющие определить толщину от 1,0 до 30 мм с точностью 0,1 мм.

2.53.    Настройка прибора для измерения толщины производится согласно заводской инструкции по эксплуатации. Исправность прибора проверяется производством контрольных измерений на эталонных образцах. Перед каждым измерением производится калибровка прибора.

2.5.4.    Толщину металла измеряют по каждому из следующих элементов резервуара: стенка - отдельно по каждому поясу, патрубок на стенке - по нижней образующей; днище - по окрайке и центральной части; крыша стационарная - по настилу и несущим конструкциям (каркас щита, фермы и др.), крыша плаваюшая-по коробам и центральной части. При этом учитывают, что более интенсивному коррозионному износу подвергаются настил кровли, верхние два пояса и днище. При наличии подтоварной воды интенсивной коррозии может подвергаться также нижняя часть первого пояса

2.5.5.    Методика выбора необходимого минимального числа точек измерений и статистической обработки результатов измерений толщины стенки ипожсиа в подразделе 3.3.

2.5.6.    Толщину листов верхних поясов, начиная с третьего, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте каждого пояса (низ, середина, верх). Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим, остальных поясов - в доступных местах не менее чем в трех точках. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части нс менее чем в двух точках.

2.6. Измерение геометрической формы стенки

2.6.1. Измерение геометрической формы стенки резервуаров производится с целью выявления отклонений формы от проектных требований и норм по СНиП 3.03.01-87 Измерения выполняются с

РЦ 153-112-017-97

13

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

2.6.2. Отклонения образующих стенки от вертикали, проходящей по наружной поверхности стенки на уровне днища, не должны превышать норм СНиП 3.03.01-87.

2.6.3 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 / в месте западания вовнутрь от проектной образующей резервуара. Стрела прогиба/ измеряется с помощью шаблона. Длина (база) шаблона 500 мм.

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 п геометрической форме в результате образования чрезмерного вакуума или по другим причинам (например, после ремонта стенки с заменой поясов).

В табл. 2.1 приведены допустимые значения угловых деформаций (мм) сварных вертикальных соединений стенок резервуаров (после гидравлического испытания) в зависимости ог количества циклов нагружения в процессе эксплуатации.

Таблица 2 1 (Рекомендуемое) Допускаемые величины угловой деформации дли резервуаров

Марка

-1---1

| Угловые деформации /в зависимости от числа циклов Толщина, | до появления визуально наблюдаемой трещины, мм

_

5000

7500

10000

12500

15000

20000

СтЗ

10

.12

20

17

14

10

10

8

09Г2С

12.

16

10

7

5

3

3

2

16Г2АФ

14

■И

—

_L_i

_L_

2

_

2'

0

_;_

pjUSS-U2-oi7.it:

2 7. Нивелирование дниша

2.7.1. Осадка основания вызывает деформацию дниша и стенки резервуара к может привести к трещинам и разрушению резервуара.

Целью нивелирования основания и дниша резервуара в процессе его эксплуатации является получение информации о состоянии основания и днища, выявление недопустимых по величине осадок основания и хлопунов дниша для принятия мер по их устранению. Нивелированию подлежат окрайка днища по наружному периметру резервуара, фундамент лестницы и фундамент под запорную арматуру у резервуара. Построив график зависимости осадки от времени, можно прогнозировать стабилизацию осадки или дальнейшее се развитие. Нивелированием дниша внутри резервуара определяют высоту хлопунов днища и координаты их расположения.

2.12. В первые четыре года после ввода резервуара в эксплуатацию рекомендуется ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках и результаты заносить в журнал нивелирования окрайки днища. Через 4 года, как правило, осадка основания стабилизируется, поэтому в последующие годы достаточно проводить контрольные нивелирования ок-раики днища один раз в 5 лет или каждый раз при очередном диагностическом контроле.

2.7.3.    Число точек измерений отметки окрайки должно быть не менее 8, но не реже, чем через 6 м, обход против хода часовой стрелки. Точность измерений допускается ± 5 мм. Для съемок рекомендуются нивелиры оптического типа НГ, МВ и НС, а также гидростатические шланговые нивелиры типа НШТ -1.

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

2.7.5.    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.

2.7.6.    Предельные отклонения отметок наружного контура дниша и хлопунов при приемке нового резервуара в эксплуатацию не должны превышать значений, регламентированных в СНиП3.03.01-87.

15

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

2.7.8.    Для резервуаров, эксплуатирующихся более 4-х лет. допускаемые отклонения отметок дииша приведены в табл. 2.2.

Таблица 2 2

Допускаемые отклонения отметок наружного контура днищ резервуаров, эксплуатирующихся более 4-х лет

Разность отметок наружного контура днища, мм

емкость 1 резервуара,

1 *

*

I

при незаполненном резервуаре

при полном резервуаре

для смежных точек на расст 6 м

:— для люоых

других точек

для смежных точек на расст 6 м

для любых других точек

!

| 700 1000

30

80

60

110

; 2000 .10000

■

_f_

100

80

150

В случае превышения отклонений отметок наружного контура днища от указанных в табл. 2.2, основание резервуара должно быть отремонтировано.

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

2.7.10.    При нивелировании днища необходимо обратить внимание:

-    на плотность опирания днища на основание;

-    на отсутствие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания;

-    на погружение окрайки дииша в грунт;

-    на трещины, выбоины и растительность на отмостке.

2.7.11.    При наличии неравномерной осадки основания, превышающей допускаемые для данного резервуара, должна быть произведена плотная подбивка гидрофобным составом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

РД15S-112-017-97

2.8. Рентгенографический контроль сварных соединений

2.8.1. Контроль сварных соединений методом гаммарентгенографии производится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. По рентгеио- или гамма-снимку определяют характер дефекта, его размеры по длине, глубине и ширине, их количество. Однако при рентгеио- или гаммаграфическом методе микроскопические трещины могут быть нс выявлены.

2.82.    Перед просвечиванием сварные швы подвергаются внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаверенных кратеров, они до просвечивания должны быть устранены. При обнаружении трещин границы их должны быть определены просвечиванием или любым другим методом: злеперлопкой, травлением, применением ультразвуковой дефектоскопии, цветной дефектоскопии.

2.83.    Длина и ширина дефекта по рентгсноснимку определяется измерением. Глубину дефектов по сечению шна ориентировочно определяют при помощи эталона чувствительности, сравнивая затемнение на снимке с затемнением соответствующей канавки эталона чувствительности. По результатам просвечивания делается заключение.

2.8.4. В заключении указывают условное обозначение шва, чувствительность снимка в процентах, длину контролируемого участка шва, вид и характер дефектов, их количество, глубину и протяженность дефекта. При наличии однотипных дефектов разного размера в заключении указывают преобладающий размер.

К заключению прилагается эскиз резервуара с нанесенной на нем схемой расположения кассет Методика просвечивания сварных соединений проникающим излучением приведена в приложении 2.

2.9. Ультразвуковой контроль сварных соединений

2.9.1. Ультразвуковой контроль применяют для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне без расшифровки характера дефектов по типам (например, шлаковые включения, непровары, трещины и т.п.). Здесь определяется условная протяженность, глубина и координаты дефекта.

2.92. Ультразвуковой контроль проводят после устранения дефектов, обнаруженных при внешнем осмотре, в объеме, предусмотрен-

РД /53-//2-0/?-V~

ном в СНиП 03.03.01-87, а для экспериментальных резервуаров в объеме, предусмотренном их проектом. В случае необходимости определения границ дефектных участков объем контроля увеличивается.

2.93. Ультразвуковая дефектоскопия производится только при положительной температуре воздуха от +5 до 55°С.

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

Методика ультразвукового контроля сварных соединений приведена в приложении 3.

2.10. Выявление дефектов и определение концентрации напряжений методом инфракрасной спектроскопии

2.10.1.    Метод инфракрасной спектроскопии предназначен для выявления и измерения концентраторов напряжете, остаточных напряжений в металлоконструкциях резервуаров путем регистрации тепловизором температурного поля металлоконструкции по электромагнитному ихтучеиию, возникающему при упругопластическом деформировании металлоконструкции нагрузочными тестами (приложение 4).

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

2.10.3.    Нагрузочные тесты должны соответствовать следующим требованиям.

циклическое нагружение стенки резервуара осуществляют в диапазоне 0,8...1,0 путем заполнения резервуара жидкостью со скоростью подъема уровня до 6 м/ч, с периодическими торможениями, обеспечивающими коэффициент динамичности не менее от 1,3 до 1,5,

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;

при инфракрасной спектроскопии устойчиво выявляются дефекты и концентраторы напряжений при достижении уровня концентрации 0.9и выше

IS

РЛ /53-//3-0/МГ

2.11. Зондирование основания резервуара

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

2.11.2.    Метод позволяет обнаружить зоны утечки нефтепродуктов через днище, повышенного коррозионного износа днища при высоком уровне грунтовых вод, а также идентифицировать вид дефекта: отпотина, утечка, повышенная коррозия и хлопун дниша. Методика измерения сопротивления или электрической емкости грунта в основании резервуара приведена в приложении 5.

2.12. Исследование механических свойств, химического состава и структуры стали

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 эксплутационных факторов и времени.

Основные положения методики определения механических свойств, химического состава и металлографических исследований приведены в приложении 6.

РЛ /53-112-ОП-97

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА РЕЗЕРВУАРА

Вертикальные стальные резервуары работают в условиях статического и малоциклового нагружения. Поэтому при их диагностировании необходим расчет остаточного ресурса как при статическом нагружении с учетом коррозии металла, так и при малоцикловом нагружении.

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

Остаточный ресурс стенки резервуара определяют как сумму циклов по двум стадиям циклического разрушения:

где Л<₍ - число циклов до образования макротрешин;

Л', - число циклов до образования лавинообразной трешины.

3.1. Расчет ресурса стенки резервуара до образования макротрещин

Число циклов до образования макротрещин можно определить по формуле:

где Е - модуль упругости, Е *= 210⁵, МПа,

У' - относительное сужение, определяемое эксперимензальным

путем или по справочным данным;

п_а - коэффициент запаса но напряжениям, п„ ■=> 2;

<т‘ - амплитуда условных напряжений в расчетной точке стенки

* iV_e*AV.

(3.1)

(3.2)

PJ155-112~OP-v~

резервуара, МПа,

о.\ - предел выносливости для стали, МПа,

<р_с - коэффициент, учитывающий снижение характеристик в результате сварки, для малоуглеродистой стали: при ручной дуговой сварке <p_t * 0,8; при автоматической дуговой сварке <p_t - 0,9; пу - коэффициент запаса по долговечности, пу «10.

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

Если    2а_ай    от,    то    сх\-    а_вУ    (3.3)

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

Оо - амплитуда напряжений в расчетной точке стенки:

<т. =0.5 К_во_н,    (3.4)

где а_н - номинальное напряжение в стенке:

Р    Г

(3.5)

где Нюх - наибольший уровень нефтепродукта в резервуаре.

Если же

1а. >о>,то <J_U    .

(3.6)

где К₉ - коэффициент концентрации деформации в упругопластической зоне, определяемый по зависимости Нейбсра

К.-К'ша*.    (3.7)

где а₀ - теоретический коэффициент концентрации напряжений (табл.3.1);

К_а - коэффициент концентрации напряжений в упругопластической зоне: