Процедура полного технического обследования резервуара. Последовательность работ. Назначение и цели работ.

При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется. Удаление паров нефтепродуктов из резервуара осуществляется путем промывки его водными растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также последующей тщательной вентиляцией. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ и освещенность рабочего места внутри резервуара при выполнении технического диагностирования не менее 50 лк.

Работы по натурному обследованию проводятся по наряду-допуску после прохождения инструктажа по технике безопасности и противопожарной безопасности.

Подготовка резервуара к диагностированию, содействие, контроль за выполнением работ и техникой безопасности осуществляет эксплуатирующая организация. Проведение работ по техническому диагностированию возлагается на исполнителя.

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

Практика показывает, что наибольшая частота отказов резервуаров происходит

1 - из-за появления сквозных трещин в сварных соединениях элементов днища, основания обечайки и уторных швах. Основными причинами появления таких трещин являются:

коррозия днища и основания обечайки как снаружи, так и внутри обусловленная воздействием подтоварной воды, атмосферными осадками и нарушением гидрофобного слоя основания;

неравномерная просадка основания;

дефекты сварных соединений из-за некачественной сварки или монтажа;

2 - снижение механических характеристик некоторых марок сталей с течением времени (деградация свойств);

3 - общие и местные деформации, вмятины и выпучины на конструкциях;

4 - размещение патрубков на стенке резервуаров по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответствии с требованиями проекта;

5 - состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

6 - вертикальность направляющих и опорных стоек, степень износа трущихся частей затвора;

7 - состояние сварных соединений и их соответствие нормативно-технической документации, наличие отпотин или трещин в сварных соединениях и основном металле (негерметичность);

8 - состояние изоляционных покрытий. При визуальном осмотре обязательной проверке подлежит:

- состояние сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проекта и СНиП 3 03 01-87;

- состояние основного металла стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозийных повреждении, царапин, задиров трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др. Коррозийные повреждения при этом подлежат разграничению по виду на равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла); местную (при охвате отдельных участков поверхности); язвенную, точечную и пятнистую, в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

На резервуарах, изготовленных по рулонной технологии, особое внимание уделяют вертикальным монтажным швам, где на стыке соединения двух кромок рулона образуется угловатость, которая увеличивает концентрацию напряжений в монтажных швах и повышает вероятность образования в них трещин.

При контроле состояния изоляционных покрытий проверяют толщину изоляционного слоя, его адгезию к металлу, отсутствие намокания нефтепродуктом.

При контроле теплоизолированных резервуаров оценивают величину теплопотерь изоляции. Повышенные теплопотери могут быть выявлены с помощью тепловизора или по косвенным признакам, например по увеличению скорости падения температуры нефтепродукта при его хранении в резервуаре.

Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

Объем работ по измерениям толщин устанавливают с учетом результатов визуального контроля. Во всех случаях измерения проводят в местах, наиболее пораженных коррозией.

Толщина нижних трех поясов измеряется не менее чем по четырем диаметрально противоположным образующим в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщина остальных поясов измеряется не менее чем по одной образующей (вдоль шахтной лестницы) также в трех точках по высоте пояса.

Толщина листов днища и настила кровли измеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям; проводится не менее трех измерений на каждом месте. Результаты измерения толщин используют при вычислении напряжений в металле, а также для определения скорости коррозии.

Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали. Измерения отклонений производятся либо с помощью отвеса путем прямых измерений, либо при помощи теодолита.

Для определения мест наибольших деформаций и выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой измерения следует проводить дважды: на заполненном и пустом резервуарах.

Неравномерность осадки основания резервуара определяется путем нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса). Нивелирование осуществляется каждый раз в одних и тех же точках, отмеченных маркерами во время гидравлического испытания после строительства. Величины осадок определяют, сравнивая результаты нивелирования с постоянной абсолютной отметкой репера (грунтового или заложенного в стену здания или сооружения).

Исследование химического состава, механических свойств, структуры основного металла и сварных соединений выполняют в случае необходимости: для установления их соответствия требованиям нормативно-технических документов, а также для уточнения влияния эксплуатационных факторов на структуру и свойства металла.

На выполненные при техническом диагностировании (освидетельствовании) работы составляется первичная документация - акты, протоколы, журналы, дефектные ведомости с указанием дефектов и их координат на эскизах или чертежах и т.п. На основании первичной документации оформляется заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости его ремонта или вывода из эксплуатации.