Визуальный контроль резервуара вертикального стального РВС-5000

Визуальный контроль резервуара вертикального стального РВС-5000

1. Эскиз резервуара

Технические характеристики РВС 5000 м³

Наименование параметра	Величина параметра
Номинальный объем, м³	5000
Внутренний диаметр стенки, мм	22800	20920
Высота стенки, мм	12000	15000
Плотность продукта, т/м³	0,9	0,9
Расчетная высота налива, мм	12000	15000
Стенка РВС-5000
Количество поясов, шт	8	10
Припуск на коррозию, мм	-	-
Толщина верхнего пояса, мм	7	6
Толщина нижнего пояса, мм	10	12
Днище РВС-5000
Количество окраек, шт	10	12
Припуск на коррозию, мм	-	-
Толщина центральной части, мм	5	5
Толщина окраек, мм	8	10
Крыша РВС-5000
Количество балок, шт	32	32
Припуск на коррозию, мм	-	-
Несущий элемент	120Б1	120Б1
Толщина настила, мм	5	5
Масса конструкций РВС-5000, кг
Стенка	54100	64420
Днище	18975	17732
Крыша	33947	26201
Лестница	1190	1480
Площадки на крыше	3324	3051
Люки и патрубки	2297	2182
Комплектующие конструкции	1795	1702
Каркасы и упаковка	7800	10800
Всего	123428	127568

Рис 1. Резервуар вертикальный РВС-5000 со стационарной крышей

Оборудование и конструктивные элементы резервуаров

Наименование оборудования	Наличие в резервуаре
Приемо-раздаточный патрубок	+
Приемо-раздаточное устройство	+
Устройство для размыва донных отложений	+
Кран сифонный	+
Люк-лазы в первом поясе	+
Люки световые	+
Люк монтажный	+
Люк замерный	+
Дыхательные клапаны	+
Предохранительные клапаны	+
Сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня	+
Уровнемер (измеритель уровня)	+
Система охлаждения	+
Система пожаротушения	+
Многоточечный датчик средней температуры нефти	+
Датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое	+
Пожарные извещатели	+
Лестница для подъема на резервуар. Маршевая	+
Кольцевая площадка на крыше	+

Системы и оборудование на резервуарах типа РВС-5000

Наименование	Объем резервуара, м³ 5000
Производительность заполнения опорожнения резервуара, м³/ч	3500
Патрубок приемо-раздаточный с ПРУ-Д Ду 500	2
Винтовая мешалка	1
Система орошения	1
Система пожаротушения	Разводку пенопровода производить по РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05
Люк-лаз Ду 600	1
Люк-лаз 600 х 900	2
Монтажный люк Ду 1000	1
Многоточечный датчик средней температуры нефти	1
Замерный люк Ду 200	1
Уровнемер (измеритель уровня)	1
Сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня	2
Световой люк Ду 500	3
Пожарные извещатели	В соответствии с РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05
Сифонный кран Ду 80	1
Дыхательный клапан (предохранительный) типа КДС 2/ производительность клапана, м³/ч	4/2400
Датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое	1

2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РЕЗЕРВУАРЕ

Резервуар вертикальный стальной, типа РВС-5000 м³__________________ (Рис 1).

Заводской № _____17_______.

Станционный № ___3__________;

Продукт хранения _____нефть__________________

Завод-изготовитель Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций,

Город __Новокузнецк_______

Расчетное давление - _до 2.0_ кгс/см².

Рабочее давление - ___1.8___ кгс/см².

Внутренний диаметр - __22800__ мм.

Высота - _hруд-12000_ мм.

Толщина стенок листов поясов:

1) - 22_ мм; 2) - 20______мм; 3) - 18______мм; 4) - _16_____мм; 5 )- _14_____мм;

6 )- _12_____мм; 7) - 10______мм; 8) - ___8___мм; 9) - ________ мм; 10) - _______ мм

Толщина днища __5__мм;

Толщина окрайка днища____8____мм;

Материал листов поясов- сталь ____С345 по ГОСТ 27772____.

Материал днища – сталь ____09Г2С______________;

Материал крыши (понтона) – сталь __09Г2С________

Листы, днище и крыша (понтон) соединены сваркой:

а) кольцевые - механизированная дуговая сварка плавящимся электродом в защитном газе УОНИ-13/55 по ГОСТ 9466-75 и 9467-75; б) продольные - автоматическая дуговая сварка плавящимся электродом под флюсом проволокой Св081 по ГОСТ 2246-70 с подваркой корня шва. в) угловые - механизированная дуговая сварка плавящимся электродом в защитном газе УОНИ-13/55 по ГОСТ 9466-75 и 9467-75.

г) монтажные - ручная электродуговая сварка Э42 А по ГОСТ 9467-75.

Дефектоскопия стыковых сварных швов на заводе-изготовителе проводилась методами ультразвукового контроля 100 % протяженности шва ; угловые сварные соединения приварки штуцеров, люков-лазов - методом ультразвукового контроля 100 % протяженности шва ; остальные угловые сварные соединения методом капиллярной люминесцентной дефектоскопии 100 % протяженности соединений; монтажные методами гаммаграфирования 100%протяженности соединений.

Оценка качества всех сварных швов: сварной шов - годен.

«_19__» апреля___2011___г. проводилось диагностирование резервуара с целью продления ресурса. Результаты диагностирования _годен к эксплуатации____

Продлён срок его службы до 15 апреля 2016 года._________________________________________

3. Развертка корпуса резервуара с поясами, люками, ПРП и сварными швами: кольцевыми, продольными и монтажными, а также с перекрестиями швов. Развертка крыши.

Рис 2. Развертка резервуара РВС-5000

1 – люк-лаз Ду 600; 2 – сифонный кран; 3 – люк-лаз 600х900; 4 – ПРП; 5,6 – патрубки

4. Требования по подготовке резервуара под техническое диагностирование.

(визуальный контроль)

Перед проведением технического диагностирования предприятие-владелец резервуара обеспечивает подготовку его к диагностированию и безопасное проведение работ:

• оформление наряда-допуска на проведение работ по диагностированию;

• допуск к диагностированию лиц, прошедших инструктаж по технике безопасности и усвоивших безопасные приемы работы;

• отключение резервуара от всех коммуникаций, установку заглушек с хвостовиками (согласно схеме, прилагаемой к наряду-допуску);

• вскрытие резервуара и очистку его от отложений в дневное время;

• сбор в тару с водой извлекаемых из резервуара отложений, содержащих пирофорные соединения;

• очистка наружных и внутренних поверхностей сварных швов и корпуса резервуара от загрязнений;

• вывешивание на сосуде предупредительного плаката "Аппарат в ремонте", а также снятие предупредительного плаката только с разрешения начальника цеха или уполномоченного им ответственного лица;

• установку специальных площадок (настилов), обеспечивающих доступ к любой точке поверхности резервуара;

• проведение анализа воздуха внутри резервуара на содержание вредных и взрывоопасных веществ с помощью газоанализатора не менее, чем в 3-х точках, начиная со входа (у люка);

• освещение внутри резервуара - от источника питания 12 В.

Наружные и внутренние поверхности всех сварных швов, а также околошовные зоны шириной по 20 мм должны быть зачищены до металлического блеска для проведения визуально-измерительного контроля.

5. Требования безопасности и охраны труда при проведении диагностирования.

5.1 Производственные участки и рабочие места, на которых осуществляется визуальный и измерительный контроль, должны удовлетворять требованиям «Общих правил техники безопасности и производственной санитарии для предприятий и организаций строения». Работы по контролю при монтаже оборудования, трубопроводов и конструкций выполнять в соответствии с требованиями СНиП 111-4-80.

5.2 Санитарно-гигиенические условия труда на рабочих местах, где проводится контроль, должны соответствовать требованиям «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71», утвержденных Госстроем СССР в 1971 г.

5.3 На рабочих местах, где проводится контроль, должны быть обеспечены условия электробезопасности в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

5.4 Перед допуском к проведению контроля все лица, участвующие в его проведении, должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности с регистрацией в специальном журнале.

Инструктаж следует проводить периодически в сроки, установленные приказом по предприятию

5.5 В случае выполнения контроля на высоте в стесненных условиях, а также внутри, специалисты и контролеры должны пройти дополнительный инструктаж , где проводят контроль.

5.6 Все лица, участвующие в выполнении контроля, должны знать и выполнять общие правила техники безопасности, установленные для работников предприятия, где проводят контроль.

5.7 Мероприятия по пожарной безопасности осуществлять в соответствии с требованиями «Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий», утвержденных ГУПО МВД СССР в 1975 г. и РД 34 03.307-87 с дополнениями.

5.8 С целью предупреждения визуального и измерительного контроля рекомендуется в работе делать десятиминутные перерывы через каждый час работы.

5.9 Специалисты, осуществляющие контроль, должны быть защищены от воздействия прямой и отраженной (вспышек сварочных дуг и их отражений) светозащитными

5.10 Специалисты должны обеспечиваться головными уборами и спецодеждой, не стесняющей движений, в соответствии с отраслевыми нормами

6. Перечень необходимой нормативно-технической документации.

6.1 Техническое диагностирование резервуаров должно выполняться в соответствии со следующими нормативными документами:

- «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», РД 08-95-95;

- «Инструкция по визуальному и измерительному контролю» РД 03-606-03;

- «Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров», РД 39-30-284-85;

- «Технология геодезического обследования стальных вертикальных», ТД 23. 113-96;

- «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-605-03;

- СНип «Несущие и ограждающие конструкции», СНиП 3.03.01-87

- Ведомственные строительные нормы «Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м³ », ВСН 311-89;

- «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м³», РД 16.01-60.30.00-КТН-026-01-04;

- Настоящим регламентом и другими нормативными документами, принятыми в ОАО «АК «Транснефть» в области диагностирования и ремонта резервуаров;

- «Инструкция по визуальному и измерительному контролю» РД 34.10.130-96

- «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров» РД 153-112-01797;

- «Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных стойчивых сталей» ГОСТ 9467-75;

- Проволока стальная сварочная» ГОСТ 2246-70

6.2 К техдокументации относятся:

- Проект резервуара;

- Журнал учета ремонтных работ;

- Эксплуатационные журналы.

7. Приборы и инструменты для визуального и измерительного контроля.

1. Универсальный шаблон сварщика УШС-3 (ВИК), предназначен для контроля элементов разделки под сварной шов, электродов и элементов сварного шва, 1 шт.

2. Лупа ЛП-3 (трехкратная) для просмотра деталей, мелких предметов,

1 шт.

3. Лупа ЛП-6 (шестикратная) для просмотра деталей, мелких предметов,

1 шт.

4. Лупа измерительная ЛИ-10 (десятикратная) для измерения линейных размеров плоских предметов с помощью шкалы, выполненной на стеклянной пластине, 1 шт.

5. Штангенциркуль ШЦ 1-125-0,1 с глубиномером, 1 шт.

6. Линейка металлическая Л-300, 1 шт.

7. Набор радиусных шаблонов для оценки радиусов выпуклых и вогнутых поверхностей:

№1 (R=1…6 мм) 1 шт.

№3 (R=7…25 мм) 1 шт.

8. Набор щупов для контроля зазоров №4 (0,1…1 мм) 1 шт.

9. Угольник металлический 150х100 мм У=90 1 шт.

10. Фонарик миниатюрный 1 шт.

11. Смотровое зеркало L=140 мм. 1 шт.

12. Футляр укладочный 1 шт.

Рис 3. Развертка резервуара с дефектами

ПЕРЕЧЕНЬ

недопустимых дефектов РВС- 5000 по результатам ВиИК

№ п/п	Элементы резервуара	Типы дефектов
1.	Стенка	1. коррозионные повреждения более 2 мм
		2. царапины поперечные
		3. задиры, трещины
		4. оплавления
		5. вырывы
		6. неметаллические включения
		7. закаты
		8. отслоение
2.	Днище
2.1	Площадь хлопунов	Ø днища до 12 м - 2 м2;
		Ø днища более 12 м – 5 м2
2.2	Высота хлопунов	Ø днища до 12 м – 150 мм;
		Ø днища более 12 м – 180 мм
3.	Плавающая крыша (понтон)	Отклонение от горизонтали поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продуктов)
		Наличие выпучин и вмятин на центральной части
		Наличие зазора между гидрозатвором и стенкой резервуара
4.	Зоны стенки	1. места переменного уровня нефтепродуктов
	внутри резервуара,	2. днище
	наиболее	3. внутренняя часть первого пояса
	подверженные	4. верхний пояс
	коррозии
5.	Сварные швы	1. трещины любых видов и размеров
		2. несплавления
		3. грубая чешуйчатость, несоответствие геометрическим размерам
		4. наружные поры и цепочки пор
		5. прожоги и свищи
		6. подрезы
		7. незаваренные кратеры
		8. одиночные включения сверх установленных норм

ПРОТОКОЛ

результатов анализа технической документации и условий

эксплуатации резервуара, зав. № __17__, станц. № _3_ установленного на ЛПДС Лопатино МН «Дружба»

от “ 15 ” августа 2011 г.

Нормативно-техническая документация, используемая при анализе:

1. ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

2. РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

3. ГОСТ Р 52910-2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов»

4. РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю»

5. РД 34.10.130-96 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю»

Анализу подвергались:

• Паспорт завода-изготовителя;

• Документация по монтажу;

• Документация по эксплуатации;

• Документация по ремонтам.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА:

• В Паспорте резервуара имеются все необходимые записи;

• Рабочая среда, температура и рабочее давление - соответствуют паспортным данным;

• Ремонтные работы на резервуаре проводились:_____________________________________

• В нерегламентированных режимах резервуар работал:________________________________

РЕЖИМЫ РАБОТЫ:

Материал корпуса С345;

Материал днища 09Г2С;

Материал крыши (понтона) 09Г2С;

Среда хранения - нефтепродукт;

Рабочее давление, кгс\см² - 1,8;

Диапазон температур рабочей среды, С - 20  +20.

Резервуар изготовлен 15 июля 2005_года Новокузнецким заводом «Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций»

и работает непрерывно с 15сентября 2005_года с остановками на _16_ дней каждые _5 года для проведения технических освидетельствований, диагностирования или ремонта.

Инженеры-дефектоскописты:

, II уров. квал. УЗК, удост. № от г.

, II уров. квал. УЗК, удост. № от г.

ЛПДС Лопатино

ОАО « АК Танснефть »

АКТ № _32_ от 18 августа 2011 г.

визуального контроля

1. В соответствии с заявкой _№ 372__ выполнен визуальный контроль резервуара, типа РВС-5000, зав.№ 17, станционный № 3 , внутренний Ø 20800 мм., материал корпуса резервуара – сталь С345.

2. Контроль выполнен в соответствии с требованиями нормативно-технической документации:

• РД 34.10.130 – 96 “Инструкция по визуальному и измерительному контролю“;

- ГОСТ Р 52910-2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов»

- РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

- ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

3. При контроле выявлены следующие дефекты:

- Продольная трещина по сварному шву вертикального стыка листов первого пояса стенки резервуара, начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка и распространившаяся на длину более 150 мм;

- хлопун превышает значение, с плавным переходом на днище резервуара;

- Коррозия на отдельных участках вертикальных и горизонтальных сварных соединений внутренней поверхности стенки резервуара;

- Горизонтальный гофр в листе стенки резервуара, выходящий за пределы допусков.

4. Заключение по результатам визуального контроля:

Резервуар (не)соответствует требованиям п.п._____________________________________

________________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________

Контроль выполнил: ________________________

( I I ур. кв. ВИК, уд. № от ________________200 г.)

Руководитель работ по

визуальному контролю: ______________________

( I I ур. кв. ВИК, уд. № от ____________________200 г.)

ПРОТОКОЛ

результатов визуального контроля резервуара, зав. № 17, станц.№ 3

установленного на ЛПДС Лопатино

от “18” августа 2011 г.

Тип инструмента:

• лупа - ЛАЗ-6Х;

• универсальный шаблон сварщика - УШС-3;

• штангенциркуль-ШЦ-1, 125-0.1.

Нормативно-техническая документация на контроль:

1. РД 34.17.130-96. “Инструкция по визуальному и измерительному контролю”;

2. ГОСТ Р 52910-2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов»

3. РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

4. ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

Контролю подвергались:

1. Стенки резервуара

2. Днище

3. Крыша

4. Сварные швы

5. Оборудование резервуара

При проведении контроля обращалось особое внимание на:

- стенки резервуара

- сварные швы

- днище

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ:

а) обнаружены недопустимые дефекты на поверхностях элементов резервуара в виде:

- Продольная трещина по сварному шву

- Хлопун

- Коррозия на отдельных участках вертикальных и горизонтальных сварных соединений внутренней поверхности стенки резервуара

- Горизонтальный гофр в листе стенки резервуара, выходящий за пределы допуска

б) других недопустимых дефектов сварных соединений (не) обнаружено.

Инженеры-дефектоскописты:

II уров. квал. ВИК, удост. № от 200 г.

II уров. квал. ВИК, удост. № от 200 г.

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ЛПДС Лопатино

“ 20 ” августа 2011 г.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по продлению ресурса безопасной эксплуатации и допустимые технологические параметры использования резервуара, установленного на ЛПДС Лопатино

Резервуар вертикальный стальной типа РВС-5000;

• зав.№ 17;

• станционный № 3;

- завод-изготовитель: «Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций»,

г. Новокузнецк;

- дата пуска в эксплуатацию: 15 сентября 2005 года;

- основные геометрические размеры: наружный диаметр – 22820 мм;

высота – 12000 мм;

- марки материала: корпуса - С345;

• крыши (понтона) – 09Г2С;

- расчетное давление – 2,0 кгс/см²;

- рабочее давление - 1,8 кгс/см²;

- рабочая среда – товарная нефть;

- диапазон допустимых температур стенок: от - 20 С до + 20 С;

В процессе эксплуатации резервуар ремонту не подвергался, в не регламентируемых режимах не работал, рабочая среда, температура и рабочее давление – соответствуют паспортным данным.

Резервуар прошел техническое диагностирование методами:

- визуального и капиллярного контроля;

- ультразвукового контроля качества сварных швов.

Гидравлические испытания резервуара, согласно записи в его Паспорте , проведены 17 июля 2005 года. Результаты испытаний – положительные.

Результаты данного технического диагностирования изложены в соответствующих Протоколах и Техническом акте от 18 августа 2011 года, в которых отмечается, что недопустимых дефектов выявлено не было.

Резервуар допускается к дальнейшей эксплуатации на технологические параметры:

Рраб. - 1,8 кгс/см²;

tраб. - от - 20 С до + 20 С;

рабочая среда - товарная нефть

на срок до 15 апреля 2016 года при условии соблюдения действующих РД 153-39.4-6.78-64 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и

По окончании установленного срока эксплуатации провести техническое диагностирование резервуара в объеме, не меньшем выполненного при настоящем диагностировании, и на основании его определить возможность и срок его дальнейшей эксплуатации.

Ведущий специалист

____________________________

III уров. квал. УЗК, удост. № от г.

Ведущий специалист

______________________________

III уров. квал. УЗК, удост. № от г.