Типовая программа полного технического диагностирования резервуара

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
«Рекомендации по техническому
диагностированию сварных
вертикальных цилиндрических резервуаров
для нефти и нефтепродуктов»,
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 23 августа 2023 г. N 305

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА
ПОЛНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Полное техническое диагностирование резервуара предусматривает выполнение всех работ по программе частичного технического диагностирования резервуара с наружной стороны, приведенной в приложении N 1 к Руководству, с изменениями работ в объемах неразрушающего контроля и выполнение диагностических работ для конструкций резервуара с внутренней стороны, а именно:
осмотр, ВИК основного металла и сварных соединений элементов металлоконструкций резервуара с внутренней стороны;
геодезические измерения (контроль размеров, формы конструкций, осадок резервуара);
измерение толщины металла;
неразрушающий контроль основного металла и сварных соединений конструкций;
механические испытания и определение химического состава металла (при необходимости);
контроль состояния АКП (при необходимости);
контроль ЭХЗ, заземления, защиты от статического электричества;
подготовка технического отчета по результатам полного технического диагностирования резервуара с результатами проведенных расчетов о возможном сроке безопасной эксплуатации резервуара и заключением экспертизы промышленной безопасности.

II. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ КОНСТРУКЦИЙ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С ВНУТРЕННЕЙ СТОРОНЫ

2. При выполнении осмотра резервуара проверке подлежат:
состояние основного металла стенки, днища;
местные деформации, вмятины и выпучины;
элементы конструкций, не предусмотренные проектной документацией, установленные на стенке резервуара при производстве работ по монтажу и ремонту резервуара (ребра жесткости, накладки, вставки);
состояние сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проектной документации, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов;
состояние сварных соединений врезок в стенку люков и патрубков с внутренней стороны;
места расположения дефектов, выявленные по результатам АЭК (в случае проведения АЭК при предыдущем частичном техническом диагностировании);
состояние основного металла и сварных швов стального (алюминиевого) понтона, плавающей крыши;
наличие и состояние (с определением размеров и габаритов) трубопровода системы размыва донных отложений, а также других технологических систем внутри резервуара (водоспуск, пробоотборник).
Все выявленные дефекты измеряются и наносятся на эскизы конструкций, выполненные в масштабе с указанием координат привязки.
3. Осмотр поверхности основного металла резервуара производится с внутренней стороны в следующей последовательности:
внутренняя часть окрайки днища и центральная часть днища;
внутренняя часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (с применением переносной лестницы);
верхние пояса, несущие конструкции и настил крыши — с помощью оптических приборов (бинокль или подзорная труба);
места переменного уровня нефти (нефтепродукта).
4. На предварительно очищенной от грязи и нефти (нефтепродукта) осматриваемой поверхности основного металла резервуара выявляется наличие коррозионных разрушений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, закатов и других дефектов. Все выявленные дефекты измеряются и наносятся на эскизы конструкций, выполненные в масштабе с указанием координат привязки.
5. При осмотре сварных швов окраек днища резервуара устанавливается качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру. Особое внимание уделяется сварным швам и околошовной зоне соединения листов окраек с первым поясом резервуара.
6. При осмотре центральной части днища резервуара рекомендуется обратить внимание на состояние сварных соединений (особенно нахлесточных), наличие коррозионных разрушений, вмятин и выпучин.
7. Осмотру подлежат трубопроводы, опорные стойки под трубопроводы и подкладные листы, располагающиеся на днище резервуара.
8. При осмотре плавающей крыши изнутри резервуара проверяются:
состояние и пространственное положение опорных и направляющих стоек;
состояние сварных швов центральной части (для однодечной крыши), сварных швов коробов и нижней деки (для двудечной крыши);
наличие выпучин и вмятин на коробах и центральной части;
техническое состояние затвора.
9. При осмотре стационарной крыши изнутри резервуара проверяются:
состояние несущих радиальных и кольцевых элементов на наличие повреждений и деформаций;
состояние настила крыши на наличие участков со сквозным коррозионным разрушением.
10. По результатам проведения осмотра резервуара оформляется акт проведения осмотра, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к Руководству. К акту могут быть приложены эскизы (развертки) конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных дефектов, элементов, не предусмотренных проектной документацией, мест установки оборудования, люков, патрубков, лестниц, ограждений, площадок, взаимного расположения сварных швов.
11. ВИК подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов стенки с внутренней стороны резервуара, включая уторный узел и прилегающие к нему зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефти (нефтепродукта). Работы производятся с переносной лестницы.
12. ВИК сварных швов конструкций резервуара изнутри проводится с использованием шаблона сварщика и других средств измерений в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов:
несоответствия размеров швов требованиям проектной документации, стандартам и сводам правил;
трещин всех видов и направлений;
наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости, отпотин и других технологических дефектов;
отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;
несоответствия общих геометрических размеров конструкций сварных узлов требованиям проектной документации;
угловатостей и депланаций.
13. При проведении ВИК плавающей крыши и понтона с внутренней стороны резервуара выполняются:
проверка состояния затвора (потертость, разрушения) и плотности прилегания затвора к стенке;
проверка состояния уплотняющего затвора между направляющей резервуара и патрубком (потертость, разрушения) и плотности прилегания затвора к направляющей;
контроль листов коробов, листов центральной части на наличие коррозионных разрушений, выпучин, вмятин;
выявление нефти (нефтепродукта) на наружной поверхности, проверка работоспособности предохранительного клапана, люка-лаза.
14. Для стационарных крыш в зонах с деформациями несущих конструкций и коррозионным разрушением настила резервуара, превышающим допустимые, вырезают отверстия (в случае необходимости) размером 500 x 500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций (при сроке эксплуатации резервуара свыше 20 лет).

III. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА (КОНТРОЛЬ
РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)

15. Измерение геометрической формы стенки резервуара проводится для выявления отклонений формы от требований проектной документации:
измеряется величина отклонений стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали;
измерения производятся в наиболее деформированных местах стенок (по результатам внешнего осмотра) при помощи шаблонов, отвесов и геодезическими методами;
измерения производятся в точках, расположенных по периметру стенки с шагом не реже чем через 6 м, начиная от приемо-раздаточных патрубков с нумерацией по часовой стрелке. Номера точек наносятся несмываемой краской на поверхность стенки;
при проведении измерений формы и контура локальных геометрических дефектов стенки (вмятин, выпучин) и хлопунов шаг выполнения измерений уменьшается;
по результатам проведения геодезических измерений оформляется акт проведения геодезических измерений, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к Руководству. К акту проведения геодезических измерений рекомендуется приложить таблицы со значениями измерений и эскизы отклонений конструкций резервуара от номинальных значений.
16. Нивелирование днища резервуара проводится с шагом в 1 метр по двум диаметрально противоположным образующим для определения уклона днища. В зоне визуально наблюдаемых деформаций днища проводится дополнительное нивелирование для измерения вмятин (выпучин) на днище. Нивелирование проводится на опорожненном резервуаре.
17. Нивелирование коробов понтона резервуара проводится при нахождении понтона на опорах с шагом в 6 м напротив образующих стенки, по которым проводилось нивелирование окрайки днища.
18. По результатам нивелирования конструкций резервуара оформляется акт проведения нивелирования (рекомендуемый образец акта проведения нивелирования приведен в приложении N 5 к Руководству). К акту рекомендуется приложить таблицы с результатами контроля и схемами измерений конструкций резервуара.
19. Контроль отвесом проводится для измерения вертикальности опорных стоек плавающей крыши (понтона) резервуара.
20. Измерения отклонения направляющих плавающей крыши (понтона) резервуара от вертикали проводятся на всю высоту (H) в радиальном и тангенциальном направлениях (при положении плавающей крыши (понтона) на стойках).
21. Измерения отклонения центральной опорной стойки стационарной крыши резервуара от вертикали проводятся на всю высоту (H) в радиальном и тангенциальном направлениях.

IV. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА

22. Определение толщины металла резервуара проводится ультразвуковыми толщиномерами. Глубину раковин, образовавшихся от коррозионного разрушения, измеряют штангенциркулем или специальным индикатором.
23. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов визуального осмотра конструкций резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта.
Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозионным разрушением.
24. Измерения толщины внутренней части листов окрайки днища проводятся с шагом в 1 м вдоль периметра резервуара.
25. Измерения толщины центральной части днища резервуара проводятся на каждом листе, лежащем на двух взаимно перпендикулярных диаметральных направлениях, одно из которых должно проходить через приемо-раздаточные патрубки; на каждом листе выполняется по три измерения вдоль указанных направлений. Дополнительные измерения проводятся в зонах хлопунов и видимых коррозионных разрушений не менее чем в трех точках.
26. При обнаружении ультразвуковым толщиномером участков с резким изменением толщин резервуара выполняется диагностирование найденного участка при помощи ультразвукового дефектоскопа с целью определения возможного расслоения металла.
27. За действительную минимальную толщину окрайки днища резервуара принимается средняя величина из всех выполненных на листе измерений.
28. По результатам измерений толщин окрайки днища резервуара оформляется акт проведения ультразвуковой толщинометрии (рекомендуемый образец акта проведения ультразвуковой толщинометрии приведен в приложении N 5 к Руководству). К акту рекомендуется приложить таблицы с результатами измерений и эскизами кольца окрайки с указанием мест измерений.
29. Для стационарных крыш в зонах с большими деформациями несущих конструкций и общим коррозионным разрушением настила более 50% толщины настила резервуара вырезают отверстия размером 500 x 500 мм и измеряют толщины элементов несущих конструкций. Если при проведении УЗТ несущих конструкций крыши обнаружены коррозионные разрушения глубиной более 30% от толщины несущих конструкций резервуара, то объем контроля несущих конструкций крыши удваивается.
30. Измерения толщин центральной опорной стойки резервуара (в случае наличия) проводятся в нижней, средней и верхней частях стойки.
31. Измерения толщин короба резервуара проводятся в трех точках на каждом коробе с внутренней стороны плавающей крыши (понтона). Измерения толщин периферийного вертикального листа плавающей крыши проводятся в трех точках с нижней стороны плавающей крыши (понтона).
32. Измерения толщин опорной стойки резервуара проводятся в трех точках (верх, середина, низ).
33. Измерения толщин направляющих плавающей крыши (понтона) резервуара проводятся не менее чем в двух точках (верх, низ).
34. Измерения толщин водоспуска резервуара проводятся в трех точках на каждом элементе.
35. Измерения толщин трубопроводов подслойного пожаротушения, трубопроводов системы размыва донных отложений и зачистного трубопровода проводятся в четырех точках, расположенных через 90°, начиная с нижней образующей перечисленных трубопроводов.
36. По результатам измерений толщин конструкций плавающей крыши (понтона) резервуара оформляется акт проведения ультразвуковой толщинометрии (рекомендуемый образец акта проведения ультразвуковой толщинометрии приведен в приложении N 5 к Руководству). К акту рекомендуется приложить таблицы с результатами измерений и эскизами конструкций резервуара с указанием мест измерений.

V. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ
СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА

37. Неразрушающий контроль металла физическими методами производится по результатам ВИК.
38. Решение о применении того или иного неразрушающего метода контроля или их комбинации принимается подрядной организацией, производящей техническое диагностирование, на основе технического задания, выданного эксплуатирующей организацией.
39. Объем УЗК контроля сварных соединений стенки резервуара при полном техническом диагностировании приведен в таблице N 2 приложения N 6 к Руководству или может быть заменен на РК в соответствии с ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 20 декабря 1982 г. N 4923.
40. Перекрестья сварных соединений резервуара для УЗК рекомендуется выбирать по результатам предварительно проведенного анализа документации и ВИК.
41. При контроле сварных соединений резервуара, приведенных в таблице N 2 приложения N 6 к Руководству, в случае обнаружения недопустимых дефектов объем контроля (длина сварных швов и количество контролируемых перекрестий) удваивается. В случае повторного обнаружения недопустимых дефектов назначается стопроцентный контроль всех перекрестий вертикальных и горизонтальных швов трех поясов.
42. УЗК подлежат также сварные соединения резервуара на участках стенки, окраек, центральной части днища, имеющие местные выпучины или вмятины и отклонения образующих по вертикали (за пределами допусков), выявленные в результате ВИК внутренней поверхности резервуара.
43. УЗК подлежат сварные швы резервуара при несоответствии параметрам, приведенным в проектной документации, по качеству поверхности, форме и размерам валиков усиления.
44. УЗК выполняется при обнаружении ультразвуковым толщиномером участков с резким изменением толщин стенки резервуара с целью определения возможного расслоения металла.
45. Контроль герметичности вакуумированием (далее — ПВТ) применяется для выявления сквозных повреждений (нарушений герметичности) сварных соединений «уторного» узла, днища, крыши резервуара.
46. По результатам ПВТ сварных соединений резервуара оформляется акт проведения контроля герметичности вакуумированием (рекомендуемый образец акта проведения контроля герметичности вакуумированием приведен в приложении N 5 к Руководству). К акту проведения ПВТ рекомендуется прилагать эскизы конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных сквозных повреждений (нарушений герметичности).
47. Контроль герметичности сварных соединений коробов плавающих крыш и сварных соединений коробов закрытого типа стальных понтонов резервуара проводится путем создания избыточного давления воздуха 4 кПа внутри коробов (в случае обнаружения нефти (нефтепродукта)).
48. Контроль герметичности сварных соединений приварки воротников патрубков к стенке резервуара проводится путем создания избыточного давления воздуха 4 кПа в полости между воротником и стенкой. Закачка воздуха в полость между воротником и стенкой производится через технологическое отверстие в воротнике. Нарушение герметичности шва определяется по появлению пузырей пенного индикатора.
49. Контроль герметичности поплавков (при их наличии) понтонов из алюминиевых сплавов проводится путем создания избыточного давления воздуха 4 кПа в поплавке и обмыливанием соединений. Закачка воздуха в поплавок производится через технологическое отверстие в торцевой части поплавка. Наличие несплошности шва определяется по появлению пузырей пенного индикатора.
50. По результатам контроля герметичности избыточным давлением основного металла и сварных соединений конструкций резервуара оформляется акт проведения контроля герметичности избыточным давлением (рекомендуемый образец акта проведения контроля герметичности избыточным давлением приведен в приложении N 5 к Руководству). К акту проведения контроля давлением рекомендуется прилагать эскизы конструкций резервуара с указанием координат расположения выявленных сквозных повреждений.

VI. МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО
СОСТАВА МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА

51. Исследование химического состава, механических свойств и структуры основного металла и сварных соединений элементов резервуара выполняется для установления их соответствия требованиям нормативных и технических документов, а также с целью уточнения влияния эксплуатационных факторов на структуру и свойства металла.
52. Исследования свойств металла производятся в следующих случаях:
отсутствие или недостоверность документации (сертификатов на сталь), подтверждающей марку и качество металла основных элементов резервуара;
обнаружение трещин (в том числе коррозионного растрескивания);
после аварийных ситуаций, способствующих изменению свойств металла (нагрева резервуара при аварии и пожаре).
В остальных случаях отбор образцов и проб металла проводится по усмотрению подрядной организации, производящей техническое диагностирование, в соответствии с техническим заданием, выданным эксплуатирующей организацией.
53. В зависимости от потенциальной опасности выявленных дефектов, сроков эксплуатации конструкций резервуара организация, проводящая диагностирование, по согласованию с владельцем резервуара выбирает методику отбора образцов металла:
вырезки образцов с проведением механических испытаний (при обнаружении трещин);
взятие микропроб (реплик) с измерением твердости.
54. Механические испытания образцов металла включают следующие испытания:
на растяжение;
на ударный изгиб;
на статический изгиб.
55. Для проведения механических испытаний металла необходимо вырезать участок листа (контрольную заготовку) круглой формы диаметром от 300 до 500 мм со сварным швом на наиболее корродированном листе в зонах интенсивных коррозионных разрушений, чтобы место вырезки можно было отремонтировать с помощью сварки. Центр вырезанного участка должен находиться на вертикальном сварном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов.
56. Механические испытания образцов сварных соединений проводятся: на растяжение, на ударный изгиб, на статический изгиб согласно ГОСТ 6996-66 «Сварные соединения. Методы определения механических свойств», утвержденному и введенному в действие постановлением Госстандарта СССР от 3 марта 1966 г. N 4736.
57. Механические испытания образцов основного металла металлоконструкций проводятся:
на растяжение согласно ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84, СТ СЭВ 471-88) «Металлы. Методы испытаний на растяжение», утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 16 июля 1984 г. N 2515;
на ударный изгиб согласно ГОСТ 9454-78 «Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах», утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 17 апреля 1978 г. N 1021;
на статический изгиб согласно ГОСТ 14019-2003 «Материалы металлические. Метод испытания на изгиб», введенному в действие постановлением Госстандарта Российской Федерации от 20 января 2004 г. N 23-ст.
58. При проверке прочностных, пластических и вязкостных характеристик основного металла путем вырезки и испытания отдельных образцов показатели механических свойств следует определять как среднее арифметическое результатов (по каждому виду испытаний).
59. Оценку соответствия химического состава стали по ГОСТ Р 54384-2011 (ЕН 10020:2000) «Национальный стандарт Российской Федерации. Сталь. Определение и классификация по химическому составу и классам качества», утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 22 августа 2011 г. N 237-ст, и техническим условиям на соответствующие марки сталей рекомендуется выполнять спектрографическим способом.
60. Определение твердости металла осуществляется при помощи переносных или стационарных приборов со статическим и динамическим нагружением. Для ориентировочной оценки временного сопротивления или предела текучести применяются формулы перевода величин твердости.
61. По результатам определения механических свойств, химического состава стали резервуара оформляется акт проведения механических испытаний и химического состава стали (рекомендуемый образец акта проведения механических испытаний и химического состава стали приведен в приложении N 5 к Руководству).

VII. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ АНТИКОРРОЗИОННОГО
ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРА

62. Контроль АКП резервуара производится подрядной организацией, производящей техническое диагностирование, на основе технического задания, выданного эксплуатирующей организацией, с учетом результатов ВИК.
63. Проверка состояния АКП резервуара для определения возможности проведения УЗК без удаления АКП проводится в начале его технического диагностирования. Для оценки качества наружного АКП определяются следующие характеристики покрытий:
внешний вид — визуально в соответствии с ГОСТ 9.032-74 «Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения», введенным в действие постановлением Госстандарта СССР от 3 сентября 1974 г. N 2089;
толщина — с помощью магнитного толщиномера;
сплошность покрытия — с помощью электролитического дефектоскопа типа «мокрая губка».
64. При контроле внешнего вида АКП резервуара выявляются:
эксплуатационные дефекты в виде растрескиваний, отслаиваний, пузырей, коррозионного разрушения металла под покрытием по всей контролируемой поверхности;
дефекты, обусловленные некачественным нанесением покрытия на сварные швы и околошовные зоны в виде неоднородностей, наплывов, посторонних вкраплений, отслоений и потеков, сморщивания, которые вызовут нарушение акустического контакта и будут препятствовать перемещению датчиков (пьезоэлектрических преобразователей) при выполнении УЗК.
Рекомендуемые объемы контроля состояния АКП резервуара приведены в таблице N 3 приложения N 6 к Руководству.
65. По результатам контроля состояния АКП резервуара оформляется акт проведения контроля состояния антикоррозионного покрытия (рекомендуемый образец акта проведения контроля состояния антикоррозионного покрытия приведен в приложении N 5 к Руководству).

VIII. КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ, ЗАЗЕМЛЕНИЯ, ЗАЩИТЫ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА РЕЗЕРВУАРА

66. Системы ЭХЗ, заземления и защиты от статического электричества резервуара проверяются на соответствие проектной и нормативно-технической документации.
Измерение сопротивления точек подключения ЭХЗ, заземления рекомендуется проводить с помощью мультиметров, омметров, измерителей сопротивления согласно ГОСТ 23706-93 (МЭК 51-6-84). «Приборы аналоговые показывающие электроизмерительные прямого действия и вспомогательные части к ним. Часть 6. Особые требования к омметрам (приборам для измерения полного сопротивления) и приборам для измерения активной проводимости», введенному в действие постановлением Госстандарта Российской Федерации от 30 марта 1995 г. N 186. Класс точности — не ниже 1,5.
67. По результатам контроля ЭХЗ, заземления, защиты от статического электричества резервуара оформляется акт проведения измерения сопротивления точек подключения ЭХЗ, молниезащиты и заземления (рекомендуемый образец акта проведения измерения сопротивления точек подключения ЭХЗ, молниезащиты и заземления приведен в приложении N 5 к Руководству).