Диагностирование сосудов для сжиженных газов
Газовик — промышленное газовое оборудование Продукция Статьи
1.
Помимо различных проверок после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации резервуары для сжиженного углеводородного газа СУГ должны подвергаться техническому освидетельствованию. Также, в необходимых случаях — внеочередному освидетельствованию.
Периодичность технических освидетельствований можно найти в таблицах.
Владелец сосуда СУГ обязан согласовать дату проведения освидетельствования с лицом, которое будет его производить и заранее (не позднее, чем за 5 дней) уведомить его о предстоящих работах. Сосуд для СУГ должен быть выведен из эксплуатации не позднее срока освидетельствования, указанного в его паспорте. В случае неявки инспектора в назначенные сроки, администрация имеет право самостоятельно произвести освидетельствование при помощи комиссии, назначенной руководителем организации.
Результаты проведенного освидетельствования и срок следующего должны быть занесены в паспорт сосуда и подписаны членами комиссии. Копия данной записи не позднее чем через 5 дней после освидетельствования должна быть направлена в орган Госгортехнадзора России. Это входит в обязанность лица, проводившего освидетельствование. В паспорте также указываются разрешенные параметры эксплуатации сосуда.
Ответственность за качественную и своевременную подготовку сосуда для проверки несет его владелец.
Также как и другие проверки техническое освидетельствование может производиться только представителем организации, имеющей специальное разрешение (лицензию Госгортехнадзора).
Если освидетельствование проводится впервые, оно должно подтвердить правильную установку и соответствующее Правилам (ссылка) оснащение сосуда, а также отсутствие каких-либо повреждений.
Если при анализе дефектов, выявленных техническим освидетельствованием сосудов, будет установлено, что их появление связано с режимом эксплуатации сосудов в данной организации или свойственно сосудам данной конструкции, то лицо, проводившее освидетельствование, должно потребовать проведения внеочередного технического освидетельствования всех установленных в данной организации сосудов, использование которых происходилоь по одинаковому режиму, или соответственно всех сосудов данной конструкции с уведомлением об этом органа Госгортехнадзора России.
При периодических и внеочередных освидетельствованиях устанавливается исправность резервуара СУГ и возможность его дальнейшего функционирования.
Существует перечень факторов, требующих проведения внеочередного освидетельствование резервуара СУГ:
- если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;
- если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;
- если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;
- перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;
- после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.
Также внеочередное освидетельствование может быть организовано по требованию инспектора Госгортехнадзора России или ответственного по надзору за осуществлением производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
В случае, если появляется необходимость проведения внеочередного освидетельствования или дополнительных испытаний, в обязательном порядке указывается причина, вызвавшая эту необходимость.
В ходе технического освидетельствования резервуаров СУГ возможно использование всех методов неразрушающего контроля, в том числе метод акустической эмиссии.
2.
Необходимое условие всех видов осмотра — возможность необходимой степени доступа. Так например, сосуды СУГ высотой более 2 м перед осмотром должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями, обеспечивающими возможность безопасного доступа ко всем частям сосуда.
При внутреннем и наружном осмотрах должны быть выявлены все дефекты, влияющие на прочность сосудов. При этом особое внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:
- на поверхностях сосуда – трещин, надрывов, коррозии стенок (особенно в местах отбортовки и вырезок), выпучин, отдулин (преимущественно у сосудов с “рубашками”, а также у сосудов с огневым или электрическим обогревом), раковин (в литых сосудах);
- в сварных швах – дефектов сварки ( п.4.5.17 Правил ссылка), надрывов, разъеданий;
- в заклепочных швах – трещин между заклепками, обрывов головок, следов пропусков, надрывов в кромках склепанных листов, коррозионных повреждений заклепочных швов, зазоров под кромками клепаных листов и головками заклепок, особенно у сосудов, работающих с агрессивными средами (кислотой, кислородом, щелочами и др.);
- в сосудах с защищенными от коррозии поверхностями – разрушений футеровки, в том числе неплотностей слоев футеровочных плиток, трещин в гуммированном, свинцовом или ином покрытии, скалываний эмали, трещин и отдулин в плакирующем слое, повреждений металла стенок сосуда в местах наружного защитного покрытия;
- в металлопластиковых и неметаллических сосудах – расслоения и разрывы армирующих волокон свыше норм, установленных специализированной организацией.
Перед внутренним осмотром сосудов, работающих с вредными веществами (1, 2 классов опасности), необходимо производить тщательную обработку (нейтрализация, дегазация) внутреннего пространства сосуда. Также частично или полностью удаляются различные виды защиты от коррозии, если есть подозрения на наличие дефектов материала силовых элементов конструкции сосудов. Такие подозрения могут вызывать, к примеру, неплотность футеровки, следы промокания изоляции и т. д.
Гидравлическое испытание сосудов проводится только при удовлетворительных результатах наружного и внутреннего осмотров. Целью гидравлического испытания является проверка плотности соединений и прочности элементов сосуда.
Перед гидравлическим испытанием и внутренним осмотром резервуар СУГ должен прекратить свою работу, также должен быть опорожнен и при помощи заглушек отключен от всех газопроводов. Металлические сосуды зачищаются до металла.
Гидравлические испытания должны проводиться в соответствии с требованиями, изложенными в разд.4.6 Правил (ссылка), за исключением п.4.6.12. При этом величина пробного давления может определяться исходя из разрешенного давления для сосуда. При отсутствии указания изготовителя, сосуд должен находиться под пробным давлением в течение 5 мин.
В ходе гидравлического испытания вертикально установленных сосудов пробное давление должно контролироваться по манометру, установленному на верхней крышке (днище) сосуда.
В ряде случаев, когда гидравлическое испытание невозможно (таких как, например, большое напряжение от веса воды в фундаменте, междуэтажных перекрытиях или самом сосуде; трудность удаления воды; наличие внутри сосуда футеровки, препятствующей заполнению сосуда водой) разрешается заменять его пневматическим испытанием (воздухом или инертным газом). Этот вид испытания допускается при условии его контроля методом акустической эмиссии (или другим, согласованным с Госгортехнадзором России методом). В ходе такого испытания необходимо соблюдение следующих мер предосторожности:
- вентиль на наполнительном трубопроводе от источника давления и манометры должны быть выведены за пределы помещения, в котором находится испытываемый сосуд;
- при испытании пробным давлением удаление людей в безопасное место.
3.
При условии поставки уже собранных законсервированных сосудов (в руководстве по эксплуатации указываются условия и сроки хранения) перед началом их функционирования гидравлическое испытание производить не требуется (достаточным считается проведение внутреннего и наружного осмотров).
В случае соблюдения сроков и условий хранения емкости для сжиженного газа перед нанесением на них изоляции должны подвергаться только наружному и внутреннему осмотрам. Далее после установки на место эксплуатации до засыпки грунтом указанные емкости могут подвергаться только наружному осмотру, если с момента нанесения изоляции прошло не более 12 месяцев и при их монтаже не применялась сварка.
Сосуды СУГ, работающие под давлением вредных веществ (жидкости и газов) 1-го, 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76, должны подвергаться владельцем сосуда испытанию на герметичность воздухом или инертным газом под давлением, равным рабочему давлению.
Источник
СОГЛАСОВАНА Заместителем
начальника Управления по котлонадзору и надзору за подъемными
сооружениями ГОСГОРТЕХНАДЗОРа России Н.А.Хапоненом 27 января 1994
г.
УТВЕРЖДЕНА Первым
заместителем начальника Главного управления промышленной
безопасности и охраны труда Минтопэнерго России В.А.Гончровым 31
января 1994 г.
РАЗРАБОТЧИКИ:
Директор ЦЕНТРХИММАШ,
к.т.н. Е.Н.Гальперин
Начальник отдела
прочности НИИХИММАШ, к.т.н. В.И.Рачков
Начальник лаборатории
конструктивной прочности НИИХИММАШ, к.т.н. С.М.Кутепов
Ведущий научный сотрудник
НИИХИММАШ, к.т.н. Р.Г.Маннапов
1.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая инструкция
устанавливает порядок проведения диагностирования технического
состояния (далее – диагностирование) надземных и подземных
резервуаров для хранения сжиженных углеводородов объемом до 200
м (далее – резервуаров); инструкция не
распространяется на сосуды для транспортировки углеводородов, а
также на сферические и изотермические резервуары.
Инструкция предназначена
для использования на предприятиях топливно-энергетического
комплекса, а также на предприятиях других отраслей, эксплуатирующих
установки сжиженного газа.
1.2. Инструкция
разработана в развитие согласованной Госгортехнадзором России
“Методики диагностирования технического состояния сосудов и
аппаратов, отслуживших установленные сроки службы на предприятиях
Минтопэнерго”, и содержит дополнительные требования, учитывающие
особенности конструкции и условий эксплуатации сосудов для хранения
сжиженных углеводородов. Инструкция учитывает требования “Правил
устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением”, утвержденных Госгортехнадзором, а также требования
“Инструкции по техническому освидетельствованию подземных
резервуаров установок сжиженного газа”, утвержденной ВО
“Росстройгазификация”.
1.3. Под
диагностированием резервуаров следует понимать проведение комплекса
технических мероприятий (по неразрушающему контролю, исследованию
коррозионного состояния, анализу прочности и др.), которые
позволяют определить соответствие резервуаров требованиям
действующей в России нормативно-технической документации по сосудам
давления, направленным на обеспечение безопасности их
эксплуатации.
1.4. Инструкция
распространяется на резервуары, изготовленные из сталей, применение
которых для сосудов давления предусмотрено ОСТ 26-291-87 (или их
зарубежных аналогов), работающие как в непрерывном, так и при
циклическом режимах нагружения.
1.5. Инструкция
обязательна для выполнения как при определении необходимости
диагностирования, так и при его проведении.
1.6. Диагностирование
резервуаров проводится в следующих случаях:
–
после аварий;
–
после ремонтно-восстановительных работ с применением сварки;
–
в случае выявления нарушения установленных регламентом условий
эксплуатации;
–
после исчерпания расчетного срока службы резервуара.*
______________
*
При отсутствии в паспорте сосуда указаний о расчетном сроке службы
его величина устанавливается в соответствии с п.1.8.
1.7. В соответствии с
“Правилами
устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением” срок службы резервуаров должен быть указан в
паспорте сосуда. Для резервуаров непрерывного нагружения срок
службы должен быть определен предприятием-изготовителем в виде
количества лет эксплуатации. Для резервуаров периодического
нагружения срок службы определяется в циклах нагружения за весь
период эксплуатации.
1.8. Резервуар как
непрерывного, так и периодического нагружения считается исчерпавшим
расчетный срок службы, если общее количество лет эксплуатации
достигло:
–
20 лет у наземных сосудов;
–
15 лет у подземных сосудов.
1.9. Если число циклов
нагружения резервуара, работающего в условиях воздействия
циклических нагрузок, превысило расчетное допускаемое число циклов
ранее, чем указано в п.1.8, то резервуар также считается
исчерпавшим расчетный срок службы.
1.10. В случаях,
предусмотренных п.п.1.8 и 1.9, дальнейшая эксплуатация резервуара
возможна только после проведения диагностирования и определения
остаточного ресурса безопасной эксплуатации.
1.11. Долговечность
резервуара
1.11.1. Под
долговечностью следует понимать свойство резервуара сохранять
работоспособность до наступления такого состояния, когда
фактические коэффициенты запаса прочности несущих элементов сосуда
становятся ниже нормативных значений.
1.11.2. 0сновными
элементами резервуаров, определяющими долговечность, являются:
–
узел приварки горловины люка к корпусу;
–
места приварки штуцеров, опор и др. элементов;
–
сварные швы приварки обечайки к днищам и места пересечений сварных
швов;
–
нижняя часть обечайки и днищ, которые наиболее подвержены коррозии
по условиям аэрации.
Причиной снижения
долговечности может быть нарушение условий эксплуатации, наличие
дефектов изготовления или монтажа (вмятин, смещений кромок и др.),
а также коррозия основных несущих элементов резервуара.
1.12. В случае выработки
резервуаром срока службы, указанного в п.п.1.8 и 1.9,
предприятие-владелец организует его диагностирование силами
специализированных организаций (предприятий), имеющих лицензии
органов Госгортехнадзора на проведение работ по диагностированию и
выдачу заключения о возможности безопасной эксплуатации сосудов
давления.
Порядок проведения
диагностирования и выдачи заключений изложен в разделах настоящей
Инструкции.
2.
ПОРЯДОК ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ,
ВЫРАБОТАВШИХ УСТАНОВЛЕННЫЙ РЕСУРС
2.1. Работы по
диагностированию резервуаров должны носить комплексный характер и в
общем случае включают:
а). Анализ технической
документации на резервуар.
б). Внешний и внутренний
осмотр резервуара и измерения.
в). Неразрушающий
контроль сварных соединений.
г). Толщинометрию несущих
элементов резервуара.
д). Исследование
коррозионного состояния резервуара.
е). Определение
механических характеристик, химического состава и структуры металла
резервуара.
ж). Исследование
прочности резервуара.
з). Проведение
гидравлических испытаний.*
______________
*
Работы по п.п.а)д), а также ж) и з) являются обязательными;
работы по п,е) могут проводиться дополнительно к основные работам
при технической необходимости (например, при составлении паспорта
сосуда в случае его отсутствия у владельца резервуара).
и). Проведение
пневматических испытаний.
2.2. Анализ технической
документации на резервуар предусматривает получение следующей
информации:
–
о наличии паспорта и правильности его заполнения;
–
сведения об изготовлении и монтаже резервуара, в т.ч. названия
завода-изготовителя, даты изготовления и ввода в эксплуатацию;
–
основных технических данных резервуара (диаметр, толщина несущих
элементов, объем и др.);
–
сведений о металле резервуара (марка стали, химсостав, механические
свойства и др.);
–
данных о проведенных ремонтах (когда, по какой причине проводились,
характеристика дефектов и способов их устранения);
–
сведения о режиме работы резервуара в процессе эксплуатации, в том
числе о фактической наработке сосуда в часах или циклах нагружения
(для резервуаров периодического нагружения).
Результаты анализа
технической документации учитываются при определении объема и вида
диагностических работ.
2.3. Внешний и внутренний
осмотр
2.3.1. Внешний и
внутренний осмотр проводятся для выявления дефектов, которые могли
возникнуть при изготовлении резервуара, а также при
транспортировке, монтаже и эксплуатации, в т.ч. местные деформации,
вмятины, выпучины. При осмотре производится качественная оценка
коррозионного состояния сосуда.
При осмотре необходимо
руководствоваться требованиями п.п.4.5.7; 4.5.8; 4.5.9; 6.3.6 и
6.3.16 “Правил
устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением”.
2.3.2. Осмотру подлежат
все сварные соединения сосудов и их элементов с целью выявления в
них следующих дефектов:
–
трещин всех видов и направлений;
–
свищей и пористости поверхности швов;
–
подрезов, наплывов, прожогов, незаплавленных кратеров;
–
смещений и уводов кромок стыкуемых элементов свыше норм,
предусмотренных Правилами и ОСТ 26-291-87;
–
несоответствия форм и размеров швов требованиям технической
документации.
2.3.3. Особое внимание
следует обратить на состояние сварных соединений в зонах
концентрации напряжений (в местах приварки горловины люка и
штуцеров к корпусу, в зонах сопряжения обечайки с днищами в местах
приварки опор и внутренних устройств), а также в зонах проведенного
ранее ремонта.
2.3.4. Результаты осмотра
оформляются в виде акта, подписываемого представителями
организации, проводящей диагностирование, и предприятия – владельца
сосуда; акт утверждается руководителем организации, проводящей
диагностирование (Приложение 1).
2.3.5. В сосудах объемом
50 м и выше при внутреннем осмотре производится
определение овальности. Измерения внутреннего диаметра обечайки
проводятся в 5 сечениях: в среднем сечении, в зонах приварки днищ к
обечайке и в сечениях, расположенных между первыми двумя сечениями.
В каждом сечении производится 4 измерения диаметров: вертикального,
горизонтального и 2-х диаметров под углом 45° к двум первым.
Овальность (в %) вычисляется по формуле:
,
где и – соответственно максимальный и минимальный
внутренние диаметры, измеренные в одном сечении.
Овальность не должна
превышать 1%.
При овальности более 1%
возможность и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара
определяются организацией, проводившей диагностирование, в
соответствии с пунктом 2.9.
2.4. Толщинометрия стенок
резервуара
2.4.1. Измерение толщин
стенок несущих элементов резервуара производится методом
ультразвуковой толщинометрии (УЗТ). Для измерений могут быть
использованы отечественные или зарубежные приборы, соответствующие
требованиям ГОСТ 25863-83
(например, типа УТ-92П, УТ-93П, толщиномеры ДМ2 и ДМ3 фирмы
“Крауткремер” и др.).
2.4.2. Толщинометрия
наземных резервуаров
2.4.2.1. Толщинометрия
наземных резервуаров проводится с наружной или внутренней
поверхности сосуда. Измерения осуществляются по 4-м образующим
обечайки и патрубка и по 4-м радиусам днища через 90° по окружности
элемента. Одна из образующих обечайки должна быть нижней. Если
обечайка состоит из нескольких царг, то измерения проводятся в
каждой царге (Приложение 2).
2.4.2.2. Количество точек
измерения должно быть:
–
в каждой царге обечайки не менее 3-х измерений по одной образующей
(слева и справа около сварных швов и в средней части), т.е. не
менее 12 измерений в каждой царге);
–
на днищах или крышках не менее 5 измерений (одна точка в полюсе
днища и по одной точке на каждом из 4-х радиусов в зоне сопряжения
цилиндрической и выпуклой части днища;
–
в горловинах люков и патрубков не менее 4-х точек (через 90° по
окружности горловины);
–
в накладных укрепляющих кольцах горловин люков и патрубков не менее
2-х точек (через 180° по окружности кольца).
2.4.2.3. Если при внешнем
или внутреннем осмотре будут выявлены дефектные зоны (вмятины,
выпучины, области интенсивной общей коррозии), то, кроме измерений
в соответствии с п.2.4.2.2, необходимо проведение дополнительных
измерений толщин в дефектной зоне; количество точек измерений
зависит от размеров дефектной зоны и должно быть достаточным для
получения достоверной информации о толщине стенки сосуда в зоне
дефекта. Решение о количестве измерений в этих случаях принимает
организация, проводящая диагностирование.
2.4.3. Толщинометрия
подземных резервуаров
Источник