Сосуды работающие под давлением

Сосудами, работающими под давлением, называются герметически закрытые емкости, предназначенные для ведения химических и тепловых процессов, а также для хранения и перевозки сжатых, сжиженных и растворенных газов и жидкостей под давлением (до 6 МПа)

Основная опасность при эксплуатации таких сосудов заключается в возможности их разрушения при внезапном адиабатическом расширении газов и паров (физический взрыв). При физическом взрыве энергия сжатой среды в течение малого промежутка времени реализуется в кинетическую энергию осколков разрушенного сосуда и ударную волну.

Особенно опасны взрывы сосудов, содержащих горючую среду, так как осколки резервуаров даже большой массы (до нескольких тонн) разлетаются на расстояние до нескольких сот метров и при падении на здания, технологическое оборудование, емкости вызывают разрушения, новые очаги пожара, гибель людей.

Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды в зависимости от назначения должны быть оснащены:

· запорной или запорно-регулирующей арматурой;

· приборами для измерения давления;

· приборами для измерения температуры;

· предохранительными устройствами;

· указателями уровня жидкости.

Сосуды, снабженные быстросьемными крышками, должны иметь предохранительные устройства, исключающие возможность включения сосуда под давлением при неполном закрытии крышки или открывания крышки во время работы сосуда - замки с ключом-маркой.

Баллон запрещается заполнять газом, если:

· истек срок назначенного освидетельствования;

· истек срок проверки пористой массы (баллоны с ацетиленом);

· поврежден корпус баллона;

· неисправны вентили;

· отсутствует надлежащая окраска или надписи;

· отсутствует избыточное (остаточное) давление газа (0,5 атм.);

отсутствуют установленные клейма.

Общие сведения о РГС.

Резервуары горизонтальные стальные (РГС) предназначены для хранения нефтепродуктов, сжиженных газов и других жидкостей под определенным избыточным давлением. В горизонтальных цилиндрических резервуарах, как правило, хранят светлые нефтепродукты. Разработаны проекты резервуаров объемом 3, 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м³.

Горизонтальные резервуары по пространственному расположению подразделяют на надземные (выше планировочной отметки территории нефтебазы) и подземные (ниже уровня территории). По конструкции днищ горизонтальные резервуары в зависимости от объема и избыточного давления проектируют с плоскими (до объема 8м³ включительно), коническими (объемом более 8м³) или цилиндрическими днищами. Для сосудов и аппаратов, работающих под большим давлением, целесообразно применять резервуары со сферическими пли эллиптическими днищами. По конструктивным особенностям горизонтальные резервуары могут быть одностенными (РГС) и двухстенными (РГД), а также однокамерными и многокамерными (с внутренними герметичными перегородками).

Для обеспечения устойчивости пустых резервуаров под воздействием разрежения (вакуума), внешних нагрузок и давления грунта внутри резервуара устанавливают кольца (ребра) жесткости. В надземных двухопорных резервуарах в пределах опор устанавливают внутренние треугольные диафрагмы.

Практикой установлено, что для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 0,04 МПа наиболее выгодны резервуары объемом 3, 5 и 10 м³ диаметром менее 2,8 м с плоскими мембранными днищами. Резервуары с коническими днищами пригодны для хранения нефтепродуктов под давлением до 0,05 МПа при диаметре 2,8 – 3,25 м и объеме 25,5 и 75 м³. Для хранения нефтепродуктов под рабочим давлением до 0,07 МПа при объеме 75, 100 и 150 м³ рентабельнее горизонтальные резервуары диаметром 3,25 м с цилиндрическими днищами. Хранение нефтепродуктов под давлением выше 0,07 МПа не практикуется.

Диагностика (техническое обследование) РВС.

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

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

- частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;

- полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

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

Таблица 8 - Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров

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

6.1.5 При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары:

- эксплуатируемые без полного обследования более 10 лет;

- сооруженные не по типовым проектам;

- изготовленные из кипящих или нескольких разнотипных сталей;

- находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

- эксплуатируемые более 5 лет в режиме учета нефти с частотой более 200 полных циклов в год;

- не имеющие внутренней антикоррозионной защиты;

- не снабженные системой и не обеспеченные условиями слива подтоварной воды;

- применяемые для хранения нефти, вызывающей усиленную коррозию металла;

- используемые для хранения товарной нефти с агрессивными примесями.

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

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

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны;

- измерение толщины стенки и крыши резервуара;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- проверку состояния основания и отмостки;

- составление технического заключения по результатам обследования.

6.1.8 Дополнительная программа частичного обследования может включать следующие работы:

- акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;

- ультразвуковое или магнитное сканирование первого пояса стенки;

- инфракрасную спектроскопию;

- зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами и другие работы.

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

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной и внутренней сторон;

- измерение толщины стенки, крыши, днища резервуара;

- измерение толщины патрубков и люков-лазов;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;

- нивелирование фундаментов приемо-раздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

- контроль сварных соединений стенки физическими методами;

- контроль герметичности сварных соединений днища;

- контроль состояния внешнего и внутреннего (при наличии) покрытий;

- проверку состояния основания и отмостки;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- составление технического заключения по результатам обследования, включающего ведомость дефектов с указанием их координат на эскизах или чертежах.

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

- внешний осмотр и измерение габаритов элементов кольцевой площадки плавающей крыши, опорной фермы, катучей лестницы и затвора;

- измерение толщины элементов плавающей крыши (понтона);

- измерение зазора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;

- проверку состояния затвора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;

- нивелирование коробов и мембраны плавающей крыши;

- нивелирование опорной фермы и катучей лестницы;

- толщинометрию мембраны в местах коррозии и вмятин.

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

- химический анализ металла;

- механические испытания и (или) металлографические исследования сварных соединений и (или) основного металла.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- ознакомления с технической документацией;

- внешнего осмотра резервуара с внутренней и наружной сторон;

- измерения толщины стенки, крыши, днища резервуара, патрубков и люков-лазов;

- измерения отклонений образующих стенки от вертикали;

- нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;

- контроля сварных соединений стенки физическими методами;

- контроля герметичности сварных соединений днища;

- проверки состояния основания и отмостки;

- проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (при необходимости);

- поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара (при необходимости).

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

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

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

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

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

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

- сведения о месте расположения резервуара, его инвентарный номер и дату диагностирования;

- наименование организации, выполнившей диагностирование, фамилии и должности исполнителей;

- краткую техническую характеристику резервуара, материалов, примененных при строительстве, данные о режиме эксплуатации и свойствах хранимой нефти;

- сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;

- даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований;

- данные о видах и датах аварий, количество и описание проведенных ремонтов;

- значения проектной и фактической толщины крыши, днища, стенки и элементов плавающей крыши (понтона);

- расчет кольцевых напряжений исходя из фактической толщины стенки РВС;

- результаты внешнего осмотра конструкций и сварных соединений;

- результаты измерений отклонений образующих стенки от вертикали;

- результаты нивелирования наружного контура и поверхности днища;

- результаты физического контроля сварных соединений стенки;

- результаты контроля герметичности сварных соединений днища;

- результаты механических испытаний, металлографического и химического анализов основного металла и сварных соединений;

- эскизы крыши, днища, развертки стенки резервуара и плавающей крыши (понтона) с нанесенными на них местами дефектов, отступлений от проекта, местами установки оборудования, точками измерения толщины элементов и т.п.;

- выводы по результатам обследования с основными данными, характеризующими состояние отдельных элементов или резервуара в целом;

- дефектную ведомость с указанием координат дефектов на эскизах или чертежах;

- заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его дальнейшей безопасной эксплуатации.

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

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