Визуальный и измерительный контроль (ВИК) 1 страница

Осмотр

Анализ технической документации

Технические требования к работам, выполняемым при технической диагностике

Перечень работ, выполняемых при технической диагностике

Техническая диагностика вертикальных стальных резервуаров

Порядок оформления, согласования, хранения, архивирования отчетных материалов по технической диагностике

Порядок и сроки проведения технической диагностики

Порядок и сроки подготовки резервуаров к проведению технической диагностики

Порядок и сроки разработки технического задания и программы выполнения работ

Требования к организациям, проводящим техническую диагностику

Планирование проведения технической диагностики

Виды и периодичность проведения технической диагностики

Организация и проведение работ по технической диагностике резервуаров

Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АКП - антикоррозионное покрытие;

АКЗ - антикоррозийная защита;

АЭ - акустическая эмиссия;

АЭК - акустико-эмиссионный контроль;

ВИК - визуальный и измерительный контроль;

ГУС - газоуравнительная система;

ДО - диагностическая организация;

ЖБР - железобетонный резервуар цилиндрический;

ЖБРП - железобетонный резервуар прямоугольный;

ЖБРПА - железобетонный резервуар с понтоном и купольной крышей из алюминиевых сплавов;

ЖБРПК - железобетонный резервуар с плавающей крышей;

ИТР - инженерно-технический работник;

ЛКМ - лакокрасочные материалы;

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция;

МК - магнитный контроль;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ОСТ - организация системы ОАО «АК «Транснефть»;

ОТС - оценка технического состояния;

ПВК - контроль проникающими веществами (капиллярный);

ПВТ - контроль проникающими веществами (течеискание);

ПДК - предельно-допустимая концентрация;

ПК - плавающая крыша;

ПРП - приемо-раздаточный патрубок;

ПРУ - приемо-раздаточное устройство;

ПЭВМ - персональная электронно-вычислительная машина;

ПЭП - пьезоэлектрический преобразователь;

РВС - резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей;

РВСП - резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей и понтоном;

РВСПК - резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РВСПА - резервуар вертикальный стальной с купольной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов;

РК - радиографический контроль;

РНУ - районное нефтепроводное управление;

СКНР - система компенсации нагрузок от ПРП на стенку резервуара;

СОП - стандартный образец предприятия;

ТЗ - техническое задание;

ТТО - товарно-транспортный отдел;

УЗ - ультразвуковой;

УЗК - ультразвуковой контроль;

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия;

ФАР - система УЗК с использованием фазированных решеток;

ЭХЗ - электрохимическая защита;

S - проектная толщина элемента.

5.1.1 Техническая диагностика резервуаров включает в себя:

- частичную техническую диагностику;

- полную техническую диагностику;

- контроль технического состояния.

5.1.2 Техническая диагностика подразделяется на очередную и внеочередную. Порядок назначения технической диагностики указан в ‎5.2 настоящего документа.

5.1.3 В период эксплуатации резервуара проводятся следующие виды технической диагностики:

- в случае выявления дефекта, требующего вывода резервуара в ремонт – полная техническая диагностика;

- в плановом порядке – полная, частичная техническая диагностика и контроль технического состояния.

5.1.4 Сроки проведения технической диагностики резервуаров.

5.1.4.1 Периодичность проведения технической диагностики эксплуатирующегося резервуара устанавливается в соответствии с таблицей 5.1.

Таблица 5.1

Тип резервуара	Срок эксплуатации	Частичная техническая диагностика	Полная техническая диагностика
РВС (П, ПК,ПА)	До 20 лет	Один раз в пять лет после строительства, последней диагностики или ремонта	Один раз в 10 лет после последнего ремонта или через пять лет после частичной технической диагностики
РВС (П, ПК,ПА)	Более 20 лет	Один раз в четыре года после последней диагностики или ремонта	Один раз в восемь лет после последнего ремонта или через четыре года после частичной технической диагностики
ЖБР (ПК, ПА)	Более 20 лет	Один раз в пять лет после последней диагностики или ремонта	Один раз в 10 лет после последнего ремонта или через пять лет после частичного обследования

5.1.4.2 Периодичность проведения технической диагностики резервуаров определяется на основании установленного по результатам последней технической диагностики срока безопасной эксплуатации, и не должна превышать периода, указанного в таблице 5.1.

5.1.4.3 Контроль технического состояния выполняется:

- при продлении срока безопасной эксплуатации резервуаров согласно
ОР-23.020.00-КТН-073-10;

- для конструкций купольных крыш из алюминиевых сплавов РВСПА в зимний и летний периоды эксплуатации резервуара по соответствующим программам на протяжении всего срока службы резервуара.

5.1.4.4 Контроль технического состояния РВСПА в зимний период проводится с целью определения снеговой и гололёдной нагрузок на купольные крыши и недопущения превышения предельных величин от суммарного воздействия указанных нагрузок.

В процессе контроля технического состояния РВСПА в зимний период проводится визуальный контроль в объёме, указанном в 6.2.3.9 настоящего документа и осмотр.

5.1.4.5 Контроль технического состояния РВСПА в летний период проводится с целью выявления возможных повреждений купольной крыши, произошедших в зимний период эксплуатации резервуара.

5.1.4.6 В ходе контроля технического состояния РВСПА в летний период должны быть выполнены следующие виды работ:

- визуальный контроль конструкций купольной крыши согласно 6.2.3.9 настоящего документа и осмотр;

- нивелирование узловых колпаков купольной крыши (см. 6.2.13 настоящего документа).

5.1.4.7 Для однотипных резервуаров РВС (П, ПК, ПА) одного резервуарного парка, построенных после 2005 года, с применением полистовой технологии сборки, со сроком эксплуатации не более 20 лет, принимающих нефть одного класса:

- УЗК перекрестий сварных швов с первого по третий пояса при частичной технической диагностике всех резервуаров проводится без их зачистки от АКП (при соответствии антикоррозионного покрытия требованиям РД-19.100.00-КТН-299-09) в сроки, установленные в таблице 5.1. Объем работ указан в разделе 6 (см. таблицу 6.1);

- полная техническая диагностика проводится с зачисткой от нефти на одном резервуаре-представителе в сроки, установленные в соответствии с таблицей 5.1. Резервуар-представитель выбирается по результатам частичной диагностики из резервуаров, на которых не обнаружены недопустимые дефекты согласно разделу ‎7 настоящего документа, по следующим критериям:

а) по максимальному отклонению образующей стенки от вертикали, наличию вмятин, выпучин;

б) по максимальному количеству источников АЭ II класса;

в) по максимальному снижению толщины стенки.

5.1.4.8 Резервуары, в которых по результатам частичной технической диагностики обнаружены недопустимые дефекты в соответствии с ‎7.4 настоящего документа, выводятся из эксплуатации и подлежат проведению полной технической диагностики.

5.1.4.9 Если по результатам полной технической диагностики резервуара-представителя не требуется вывод резервуара в ремонт до очередной технической диагностики, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты согласно ‎7.4 по результатам частичной диагностики, признаются годными к эксплуатации и для них устанавливается срок следующей технической диагностики согласно таблице 5.1.

5.1.4.10 При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все резервуары группы подлежат проведению полной технической диагностики.

5.1.4.11 Частичная техническая диагностика резервуара должна быть выполнена в год окончания срока безопасной эксплуатации резервуаров. С целью обеспечения нормативного коэффициента вывода резервуаров из эксплуатации допускается проведение полной технической диагностики резервуаров с отклонениями ± 1 год от срока, указанного в таблице 5.1. В случае проведения полного диагностического обследования резервуаров с отклонениями на 1 год позже срока, указанного в таблице 5.1, необходимо провести диагностирование резервуара в объёме частичной диагностики с оформлением заключения экспертизы по промышленной безопасности в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-073-10.

5.1.4.12 Проведение технической диагностики резервуаров типа РВСПА предусматривается при положительных температурах и при отсутствии снегового покрова.

5.2.1 Работы по диагностике резервуаров проводятся в соответствии с комплексной программой диагностического обследования в сроки, определенные планом-графиком выполнения работ по диагностике резервуаров. График на очередной планируемый год разрабатывается главным инженером РНУ, согласовывается отделом эксплуатации и ТТО ОСТ и утверждается главным инженером ОСТ с учетом сроков эксплуатации резервуаров, их технического состояния, сроков гарантированной безопасной эксплуатации, установленных по результатам проведенной ранее технической диагностики.

5.2.2 Резервуары, включаемые в проект плана-графика ОСТ выполнения работ по диагностике, должны быть включены в План проектно-изыскательских работ для разработки ТЭР по результатам частичной диагностики с целью планирования объемов ремонта и определения базовой стоимости работ по ремонту (реконструкции) резервуаров, а также для разработки ПСД на демонтаж временных ремонтных элементов.

5.2.3 Для резервуаров со сроком эксплуатации менее 20 лет, не имеющих дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 10 лет и резервуаров со сроком эксплуатации более 20 лет, не имеющих дефектов с предельным сроком эксплуатации менее 8 лет ТЭР не разрабатывают и в план ПИР не включают.

5.2.4 Работы по внеочередной полной технической диагностике резервуаров проводятся:

- по результатам осмотра, выполняемого службой эксплуатирующей организации в соответствии с РД 153-39.4-078-01 (раздел 4);

- в случае возникновения аварии, аварийной утечки, аварийной ситуации на резервуаре или стихийных бедствий;

- в случае вывода резервуара в ремонт по результатам частичной технической диагностики;

- в случае выявления надзорными органами нарушений требований нормативных документов, при которых запрещается дальнейшая эксплуатация.

5.2.5 Если по результатам ТЭР резервуар со сроком эксплуатации более 20 лет подлежит замене, то полная техническая диагностика не проводится.

Требования к организациям, проводящим техническую диагностику, определены в настоящем подразделе и в РД-03.120.10-КТН-038-07, ОР-23.020.00-КТН-278-09,
ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, ТТЗ-23.020.00-ТНП-008-10,
ТТЗ-23.020.00-КТН-009-10, ОР-03.100.10-КТН-172-10.

5.3.1 Работы по технической диагностике резервуаров выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом.

Диагностические организации должны иметь:

- нормативную и техническую документацию, в том числе утвержденные в установленном порядке методики, по которым проводятся работы по технической диагностике;

- средства измерений, средства контроля и оборудование, необходимые для выполнения в полном объеме работ, предусмотренных настоящим документом;

- необходимые средства и техническое оснащение, обеспечивающие доступ персонала к проведению работ по технической диагностике в любой точке резервуара;

- аттестованную на право выполнения соответствующих видов контроля согласно требований ПБ 03-372-00 и ОР-25.160.40-КТН-002-09 лабораторию неразрушающего контроля;

- обученных и аттестованных в соответствии с ПБ 03-440-02 и
ОР-03.120.00-КТН-071-09 экспертов и специалистов;

- при выполнении работ по экспертизе промышленной безопасности – лицензию Ростехнадзора с индексом «Д» на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте и экспертов, прошедших аттестацию в соответствии с требованиями СДА-12-2009 [1], для которых работа в экспертной организации является основной, или другой разрешительный документ, предусмотренный действующим законодательством.

5.3.2 Средства измерений, используемые при проведении технической диагностики, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, иметь действующие отметки о поверке (калибровке) в соответствии РД-17.020.00-КТН-045-10.

5.3.3 Для измерения параметров сварных соединений и поверхностных дефектов следует применять исправные, поверенные и/или откалиброванные инструменты и средства измерений.

5.3.4 Перечень средств измерений, инструментов, оборудования и материалов, применяемых для выполнения диагностических работ, должен отвечать требованиям
ОР-91.200.00-КТН-284-09 и видам диагностических работ.

5.3.5 При выполнении работ по технической диагностике резервуаров специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с ПБ 03-440-02 и ОР-03.120.00-КТН-071-09.

5.3.6 Оснащение лабораторий неразрушающего контроля должно соответствовать
ОР-91.200.00-КТН-284-09.

5.3.7 Разрешающим документом при выполнении работ по технической диагностике резервуаров системы ОАО «АК «Транснефть», находящихся на территории других государств, является лицензия на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности или иной разрешительный документ, выданный в соответствии с требованиями законодательства конкретного государства.

Все остальные требования должны быть установлены в договоре на проведение технической диагностики.

5.3.8 Организации при проведении технической диагностики резервуаров должны опираться на нормативную базу, приведенную в разделе 2 настоящего документа.

5.4.1 Техническая диагностика резервуаров выполняется в соответствии с утвержденным планом диагностики резервуаров ОСТ.

В срок до 1 декабря года, предшествующего технической диагностике, ОСТ разрабатывает и согласовывает с ОАО ЦТД «Диаскан» график заключения дополнительных соглашений к договору на выполнение работ по техническому диагностированию объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов по диагностике резервуаров и выдаче технических заданий на диагностику резервуаров ОСТ, оформленный в соответствии с
ОР-23.020.00-КТН-278-09 (приложение К).

5.4.2 ТЗ на частичную и полную техническую диагностику резервуаров разрабатываются в соответствии с типовыми техническими заданиями на проведение технической диагностики резервуаров (ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10,ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, ТТЗ-23.020.00-ТНП-008-10, ТТЗ-23.020.00-КТН-009-10) отделом эксплуатации ОСТ, согласовываются главным инженером ОАО ЦТД «Диаскан» и утверждаются главным инженером ОСТ.

5.4.3 В случае назначения внеочередной технической диагностики резервуаров ОСТ в срок не позднее 30 дней до начала работ по технической диагностике разрабатывает ТЗ на проведение работ по технической диагностике резервуаров.

5.4.4 На основании ТЗ для каждого резервуара ДО, которая будет проводить техническую диагностику, разрабатывает программу выполнения работ по технической диагностике резервуара, которая утверждается главным инженером ОСТ в срок не позднее семи дней до начала работ по технической диагностике. Программы выполнения работ по технической диагностике резервуаров оформляются в соответствии с приложениями В – И.

5.5.1 Отдел эксплуатации ОСТ обеспечивает готовность резервуара к проведению технической диагностики в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09.

5.5.2 Допуск ДО к работам осуществляется в соответствии с
ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

5.5.3 Готовность резервуара к проведению частичной диагностики, к первому и второму этапам полной диагностики оформляется соответствующими актами
(см. ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложения Щ1, Щ4 и ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложения И, К), утверждёнными главным инженером РНУ. Утверждённые акты в течение одного дня должны быть направлены в ОАО ЦТД «Диаскан».

5.5.4 После оформления утвержденных главным инженером РНУ ОСТ актов контроля состояния наружного АКП и готовности внутреннего антикоррозионного покрытия
(см. ОР-23.020.00-КТН-278-09 приложение И1, ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Г и
ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение Щ3) ОАО ЦТД «Диаскан» не позднее пяти дней после поступления акта осуществляет контроль фактического соответствия наружного и внутреннего АКП утвержденному акту (с выездом на место производства работ и оформлением акта по форме согласно ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение И2 и ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Д).

5.6.1 Частичная техническая диагностика включает в себя:

а) первый этап: выполнение частичной технической диагностики без вывода резервуара из эксплуатации, выдачу предварительного заключения по результатам диагностики в соответствии с требованиями ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, раздел 14;

б) второй этап:

- выполнение расчёта на прочность и устойчивость стенки резервуара;

- выполнение расчёта напряжённо-деформированного состояния конструкций резервуара с учетом локальных деформаций стенки (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, ребер и колец жесткости;

- заполнение ДО входных форм для ввода данных в информационно-аналитическую систему (далее – ИАС) «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных» согласно ОР-35.240.50-КТН-251-09;

- определение срока и условий безопасной эксплуатации конструкций резервуара с дефектами с указанием срока эксплуатации по каждому дефекту (в форме таблиц, содержащих перечень дефектов, подлежащих устранению для обеспечения безопасной эксплуатации резервуара на срок: 8 и 16 лет – для резервуаров со сроком эксплуатации 20 лет и более, 10 и 20 лет – для резервуаров со сроком эксплуатации менее 20 лет), элементу конструкции и резервуара в целом согласно РД‑23.020.00‑КТН‑296-07, заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара, в виде отдельного файла (согласно
ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Ж);

- выдача технического отчёта по результатам частичной технической диагностики резервуара с учётом результатов обследования фундамента в составе работ по частичной технической диагностике РВС в соответствии с
РД-23.020.00-КТН-027-10 и отчёта с результатами проведенных расчётов и заключением о сроке и условиях безопасной эксплуатации резервуара.

5.6.2 Полная техническая диагностика включает в себя:

- первый этап: выполнение первого этапа технической диагностики без вывода резервуара из эксплуатации в соответствии с разделом 6 настоящего документа
(см. таблицу 6.1) в объёме частичной технической диагностики^[1]) без проведения АЭК днища, стенки и ультразвукового сканирования первого пояса; 100 % проведение УЗК сварных швов стенки резервуара и перекрестий, УЗК кольцевых швов трубопроводов систем подслойного пожаротушения, размыва донных отложений, зачистного трубопровода, системы компенсации.

Выдача предварительного отчёта^[2]). При наличии снаружи резервуара временных ремонтных элементов: расчёты на прочность и устойчивость стенки резервуара, расчеты напряжённо-деформированного состояния стенки с учетом локальных деформаций (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, рёбер и колец жёсткости производить согласно
РД-23.020.00-КТН-296-07.

При наличии на внутренней поверхности стенки резервуара временных ремонтных элементов (бандажей, рёбер жёсткости), подлежащих демонтажу по результатам расчета НДС для обеспечения возможности монтажа понтона производится их демонтаж до проведения второго этапа полной технической диагностики. Ребра жесткости демонтируют вне зависимости от результатов расчетов.

Выполняется подготовка внутренней поверхности резервуара, удаление АКП при его несоответствии требованиям, указанным в РД-77.060.00-КТН-221-09.

Контроль соответствия сведений, отмеченных в акте готовности резервуара к проведению второго этапа полной технической диагностики (ОР-23.020.00-КТН-278-09, приложение Щ3), фактическому состоянию подготовки резервуара выполняется в течение пяти суток представителями ОАО ЦТД «Диаскан»;

- второй этап: выполнение технического диагностирования после вывода резервуара из эксплуатации, зачистки, дегазации и демонтажа, выявленных на первом этапе диагностики временных ремонтных элементов, не обеспечивающих (по результатам расчета НДС) выполнение критериев прочности и устойчивости стенки. Объем работ по технической диагностике указан в разделе 6 настоящего документа (см. таблицу 6.1).

По результатам первого и второго этапов производится:

а) оформление технического отчета по результатам полной технической диагностики. Заполнение ДО входных форм данных в ИАС «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных». Вид и порядок заполнения входных форм данных ИАС приведены в ОР-35.240.50-КТН-251-09. В состав отчётов по результатам частичной и полной технической диагностик входит анализ дефектности основных металлоконструкций резервуара, выполняемый согласно ОР-23.020.00-КТН-278-09;

б) оценка технического состояния конструкций резервуара с указанием срока эксплуатации по каждому дефекту, элементу конструкции и резервуару в целом в соответствии с РД-23.020.00-КТН-296-07, заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара в виде отдельного файла (согласно ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложение Н);

в) выдача отчета ОТС по результатам полной технической диагностики[3]⁾;

г) оформление заключения экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями приложения Л настоящего документа.

5.6.3 Сроки проведения технической диагностики резервуаров, предоставления технических отчетов и заключений о техническом состоянии резервуаров (после проведения полной технической диагностики) устанавливаются ОР-23.020.00-КТН-278-09 и ТЗ на проведение технической диагностики резервуаров.

5.7.1 Порядок и сроки оформления, передачи и согласования отчетных материалов по технической диагностике должны быть определены в ТЗ на проведение технической диагностики в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09. Отчётные материалы по технической диагностике должны оформляться в соответствии с требованиями
ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10; ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09; ТТЗ-23.020.00-ТНП-008-10;
ТТЗ-23.020.00-КТН-009-10; РД 08-95-95, раздел 9 и приложения 3, 4.

При включении в состав технического отчета схем, рисунков, графических изображений конструктивных элементов резервуара необходимо использовать условные обозначения согласно РД-01.080.01-КТН-196-10.

5.7.2 При нумерации дефектов должна обеспечиваться их уникальность в пределах данного резервуара. При проведении очередных диагностик резервуаров должно обеспечиваться сохранение нумерации конструктивных элементов и дефектов. Обозначение и нумерация конструктивных элементов резервуаров принимаются согласно приложениям М и Н.

При обнаружении дефектов внутри резервуара составляются эскизы поверхности конструкций внутри резервуара.

5.7.3 При замене металлоконструкций или установке новых ремонтных листов, нумерация элементов резервуара производится в соответствии с приложениями М и Н. Нумерация вновь установленных ремонтных вставок и вновь выявленных дефектов продолжается. О замене металлоконструкций или установке ремонтных вставок производится запись в техническом отчёте.

5.7.4 Для определения местоположения дефектов для металлоконструкций резервуара (днище, стенка, крыша и понтон) указывается кратчайшее расстояние в миллиметрах от ближайших сварных швов до центра дефекта.

Определение местоположения дефектов трубопроводов, расположенных в пределах каре и на стенке резервуара, осуществляется следующим образом:

- указывается расстояние от ближайшего кольцевого сварного шва трубопровода;

- указывается угловое положение в градусах по ходу движения часовой стрелки от верхней образующей трубы. Для труб, имеющих продольные сварные швы, дополнительно на эскизе указывается расстояние в миллиметрах от продольного сварного шва до дефекта.

5.7.5 Отчёт по результатам технической диагностики подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем структурного подразделения, утверждается руководителем диагностической организации, проводившей техническую диагностику и руководителем генеральной подрядной организации (ОАО ЦТД «Диаскан»), заверяется печатью диагностической организации, проводившей техническую диагностику (при выполнении работ субподрядной организацией), прошивается с указанием количества сшитых страниц и передается заказчику в четырех экземплярах на бумажном носителе и три электронные копии.

5.7.6 Хранение документации должно производиться с учетом требований ГОСТ 2.501.

5.7.7 Отчёты по результатам технической диагностики хранятся на бумажных и электронных носителях в течение всего срока эксплуатации резервуара и не менее трёх лет после демонтажа резервуара. Хранение отчетов на бумажных и электронных носителях производится в:

- отделе эксплуатации ОСТ;

- ОЭН РНУ;

- НПС (ЛПДС);

- генеральной подрядной организации (ОАО ЦТД «Диаскан»);

- ДО, проводившей техническую диагностику.

Отчеты на электронных носителях, передаваемые в ОАО ЦТД «Диаскан», ОСТ, заносятся согласно ОР-35.240.50-КТН-251-09 в ИАС «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных», находящуюся в ОАО ЦТД «Диаскан».

5.7.8 После передачи отчетных материалов на архивное хранение выдача их любой другой организации, кроме проектных, экспертных, диагностических организаций, с которыми имеются договорные отношения с обязательством неразглашения конфиденциальной информации касательно конкретного резервуара и эксплуатирующей организации производится организацией, владельцем резервуара, на основании письменного разрешения ОАО «АК «Транснефть» или в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. На выданные архивные отчетные материалы заводится карта-заместитель отчета. Сторонним организациям отчеты по диагностике резервуаров выдаются по актам.

6.1.1 Устанавливается следующий перечень работ, входящих в состав технической диагностики РВС (П, ПК, ПА):

а) анализ комплектности технической документации, контроль соответствия размеров и размещения элементов конструкций резервуара подгрупп «А» и «Б» на соответствие проектной и исполнительной документации;

б) выполнение контроля технического состояния конструкций и элементов
РВС (П, ПК, ПА):

- осмотр;

- контроль качества наружного АКП;

- ВИК;

- УЗТ;

- ультразвуковое сканирование;

- УЗК;

- контроль качества внутреннего АКП;

- МК;

- РК;

- АЭК;

- ПВК;

- ПВТ;

- контроль избыточным давлением (контроль давлением);

- геодезические измерения;

- нивелирование, определение пространственных координат и положения узловых колпаков;

- измерение переходного сопротивления точек подключения ЭХЗ, молниезащиты и заземления;

- контроль затяжки болтовых соединений;

- контроль водонепроницаемости;

- механические испытания и определение химического состава металла;

- обследование фундамента в соответствии с требованиями
РД-23.020.00-КТН-027-10;

в) оформление предварительного заключения;

г) проведение проверочных расчетов конструкций резервуара на прочность и устойчивость;

д) заполнение входных форм данных ИАС «База данных дефектов резервуаров вертикальных стальных» (см. ОР-35.240.50-КТН-251-09);

е) заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара в виде отдельного файла (согласно ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложение Н) в части проектных и эксплуатационных параметров резервуара и параметров, определенных при диагностике;

ж) заполнение опросного листа сведений о техническом состоянии резервуара, в виде отдельного файла (согласно ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение Ж) в части проектных, эксплуатационных параметров и расчета предельного срока эксплуатации резервуара;

з) составление дефектной ведомости (ТТЗ-23.020.00-КТН-117-10, приложение К и ТТЗ-23.020.00-КТН-294-09, приложение Д);

и) оформление отчёта и формирование выводов по результатам технической диагностики;

к) оценка технического состояния (после проведения полной технической диагностики) и определение срока безопасной эксплуатации резервуара;

Дата добавления: 2015-06-04