Определение срока безопасной эксплуатации резервуаров

Критерии оценки конструкций (элементов) резервуара

Критерии оценки конструкций (элементов) резервуара приведены в таблице 7.6.

Таблица 7.6 – Критерии оценки конструкций (элементов) резервуара

№

Наименование конструкции (элемента)

Критерии оценки конструкции (элемента)

7.6.1

Фундамент

Критерии оценки в соответствии с требованиями РД-23.020.00-КТН-027-10

7.6.2

Днище

Оценка состояния днища по результатам АЭ обследования: - А – очень слабая коррозия. Срок эксплуатации днища до проведения следующей технической диагностики – 5 лет; - B – ранняя стадия развития коррозии. Срок эксплуатации днища до проведения следующей технической диагностики – 4 года; - С – локальная коррозия. Срок эксплуатации днища до проведения следующей технической диагностики – 2 года; - D – сильная коррозия. Срок эксплуатации днища до проведения следующей технической диагностики – 1 год; - E – очень сильная коррозия, обнаружена утечка. Необходимо немедленно вывести резервуар из эксплуатации и провести полную техническую диагностику

Допустимые параметры локальных просадок (вмятин или выпучин) днища для РВС (П, ПА, ПК) объемом от 200 до 1000 м³приведена в таблице 7.6.2.1. Таблица 7.6.2.1

Площадь, м²	0,1	0,5
Глубина, высота, мм
Для остальных РВС (П, ПА, ПК) допустимая глубина локальных просадок (вмятин или выпучин) днища приведена в таблице 7.6.2.2. Таблица 7.6.2.2
Площадь, м²	0,1	0,5
Глубина, высота, мм
Допустимые величины высоты хлопунов днища резервуаров приведены в таблице 7.6.2.3. Таблица 7.6.2.3
Диаметр днища резервуара, м	Предельная высота, мм	Предельная площадь, м²
Свыше 12
До 12

Продолжение таблицы 7.6

№

Наименование конструкции (элемента)

Критерии оценки конструкции (элемента)

7.6.2.1

Окрайка

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Разность отметок наружного контура днища для РВС (П, ПА, ПК) полистовой сборки приведена в таблице 7.6.2.4. Таблица 7.6.2.4

Наименование параметров	Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм
до 12 м	от 12 м до 25 м	св. 25 м
При пустом резервуаре:
- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру;
- разность отметок любых других точек
При заполненном резервуаре
- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру;
- разность отметок любых других точек

Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС (П, ПА, ПК) должны быть увеличены по сравнению с указанными в таблице:

- при сроке эксплуатации от 5 до 20 лет – в 1,3 раза;

- при сроке эксплуатации более 20 лет – в 2 раза

Разность отметок наружного контура днища для рулонированных РВС (П, ПА, ПК) приведена в таблице 7.6.2.5. Таблица 7.6.2.5

Объем резервуара, м³	Разность отметок наружного контура днища, мм
при незаполненном резервуаре	при заполненном резервуаре
смежных точек на расстоянии 6 м по периметру	любых других точек	смежных точек на расстоянии 6 м по периметру	любых других точек
Менее 700
От 700 до 1000
От 2000 до 5000
От 10 000 до 20 000
От 30 000 до 50 000

Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС (П, ПК) должны быть увеличены по сравнению с указанными в таблицах:

- при сроке эксплуатации от 5 до 20 лет – в 1,3 раза;

- при сроке эксплуатации более 20 лет – в 2 раза

7.6.2.2

Центральная часть днища

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.2.3

Опорные стойки и накладки на днище

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.2.4

Зумпф

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.3 7.6.3

Стенка Стенка

Отклонения стенки резервуара от вертикали для РВС (П, ПА, ПК), введенных в эксплуатацию после 2005 года, приведены в таблице 7.6.3.1. Таблица 7.6.3.1

Наименование параметров	Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм
до 12 м	св. 12 м до 25 м	св. 12 м
1 Отклонение от вертикали верхней образующей стенки Н_ст. Измерение в четырех диаметрах под углом 45°	1/200× Н_ст
2 Отклонение по вертикали образующих на высоте каждого пояса Н_п	± 1/200× Н_п

Примечания

1 Предельные отклонения от вертикали образующих стенок резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет, увеличиваются в 1,3 раза.

2 Не допускается наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте.

3 При наличии отклонений образующих стенки резервуара, превышающих значения, указанные в таблице, необходимо провести расчет напряженно-деформированного состояния стенки. Экспертная организация выполняет расчет и определяет срок и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара.

Отклонения стенки резервуара от вертикали для РВС (П, ПА, ПК), введенных в эксплуатацию до 2005 года, приведены в таблице 7.6.3.2 – 7.6.3.4. Таблица 7.6.3.2

Объем резервуара, м³

Предельные отклонения от вертикали образующих стенки, мм (для резервуаров с шириной листов стенки 1,5 м)

Номера поясов

III

VII

VIII

XII

От 100 до 700

От 1000 до 5000

От 10000 до 20000

От 30000 до 50000

Таблица 7.6.3.3

Объем резервуара, м³	Предельные отклонения от вертикали образующих стенки, мм (для резервуаров с шириной листов стенки 2 м)
Номера поясов
I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX
От 100 до 700					-	-	-	-	-
От 1000 до 5000								-	-
От 10000 до 20000
От 30000 до 50000

Таблица 7.6.3.4

Объем резервуара, м³	Предельные отклонения от вертикали образующих стенки, мм (для резервуаров с шириной листов стенки 2,25 м)
Номера поясов
I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII
От 100 до 700					-	-	-	-
От 1000 до 5000							-	-
От 10000 до 20000
От 30000 до 50000

Примечания

1 При использовании листов с шириной, отличной от приведенных в таблицах, предельное отклонение образующих стенки от вертикали следует определять:

- для верхней образующей стенки – по приведенным таблицам;

- для остальных поясов предельное отклонение Δ_n определяется по формуле:

, (7.1)

где H_n – расстояние от утора до верха n-го пояса;

h_k – высота верха пояса с шириной листа 1,5 м, ближайшая к H_n в меньшую сторону;

Δk, Δk+1 – отклонения образующих стенки от вертикали на высоте hk, hk+1 – в соответствии с таблицей предельных отклонений от вертикали образующих с шириной листов стенки 1,5 м.

Пример определения отклонения образующих на высоте первого пояса для РВС-50000 с шириной листа 2,5 м приведен на рисунке 7.2

Рисунок 7.2 – Пример определения отклонения образующих на высоте первого пояса для РВС-50000 с шириной листа 2,5 м 2 Указанные в таблицах 7.6.3.2 – 7.6.3.4 отклонения должны удовлетворять 75 % произведенных замеров по образующим. Для остальных 25 % замеров допускаются предельные отклонения на 30 % больше с учетом их местного характера. При этом зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей (понтоном) должен находится в пределах указанных в 7.6.6 настоящего документа. 3 Предельные отклонения от вертикали образующих стенок резервуаров, находящихся в эксплуатации увеличиваются: - при сроке эксплуатации от 5 до 20 лет – в 1,3 раза; - при сроке эксплуатации более 20 лет – в 2 раза. 4 При наличии отклонений образующих стенки резервуара, превышающих значения, указанные в таблице, необходимо провести расчет напряженно-деформированного состояния стенки. Экспертная организация выполняет расчет и определяет срок и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара.

Предельные местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки РВС (П, ПА, ПК) от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль вертикальной образующей – не более значений, приведенных в таблице 7.6.3.5. Таблица 7.6.3.5

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, м	Допускаемая величина стрелки прогиба выпучины или вмятины, мм
до1,5 включ.
от 1,5 до 3,0 включ.
от 3,0 до 4,5 включ.

Примечания

1 При сроке эксплуатации резервуара более 5 лет допускаемая величина стрелки прогиба выпучины или вмятины увеличивается в 1,3 раза.

2 При наличии местных отклонений стенки резервуара, превышающих значения, указанные в таблице, необходимо провести расчет напряженно-деформированного состояния стенки. Экспертная организация выполняет расчет и определяет срок и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара.

3 Местные отклонения с расстоянием от нижнего до верхнего края более 4,5 м квалифицируются как отклонение стенки от вертикали. Экспертная организация выполняет расчет и определяет срок и условия дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара.

Вмятина, приводящая к потере устойчивости стенки под действием внутренних или внешних нагрузок (хлопун), в том числе в ходе налива – слива, недопустима

Стрела прогиба f угловатости стенки резервуара в местах расположения сварных швов – не более 10 мм на базе 1 м – для РВСПК-50000 и 20 мм для остальных резервуаров. В случае превышения допустимых значений стрелы прогиба необходимо провести расчет срока и определить условия безопасной эксплуатации конструкций резервуара. Пример угловатости стенки резервуара в местах расположения сварных швов приведен на рисунке 7.3

Рисунок 7.3

При полной технической диагностике нахлесточные ремонтные накладки на стенке резервуара для хранения нефти недопустимы. На резервуарах для хранения нефтепродуктов допускаются нахлесточные горизонтальные и вертикальные монтажные сварные соединения, а также нахлесточные ремонтные накладки.

7.6.3.1 7.6.3.1

Стенка (все пояса) Стенка (все пояса)

Критерии разбраковки коррозионных повреждений. Допустимость коррозионных повреждений, вызванных общей коррозией, определяется расчетом стенки резервуара на прочность и устойчивость в соответствии с ПБ 03-605-03, СНиП II-23-81*. В расчетах на прочность и устойчивость конструкций резервуара необходимо учитывать снеговую (в том числе неравномерную), ветровую и сейсмическую нагрузки. Значения снеговой и ветровой нагрузок принимаются по данным ветровой нагрузки – по СНиП 2.01.07-85* (таблица 4, таблица 5) или по региональным нормам по снеговой и ветровой нагрузкам (выбирается максимальное значение). Значения сейсмической нагрузки принимаются по СНиП II-7-81* или по региональным нормам. При расчетах на прочность и устойчивость стенки резервуара, толщина листа S, мм, определяется по формуле:

, (7.2) где S – толщина листа; S_{1, 2,}_n – измерения толщины листа; n – количество измерений толщины листа, указанное в таблице 6.5, строки 6,7 и 8. Толщина пояса определяется как наименьшее из значений толщин листов (S, определенное в соответствии с вышеприведенной формулой) этого пояса Отдельные язвы, находящиеся друг от друга и от сварных швов на расстоянии более 50 мм допустимы в случае, если: - глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S; - суммарный размер язв вдоль любой вертикальной линии – не более 50 мм на любом участке длиной 200 мм

Первый, второй и третий пояса

В случае обнаружения источников АЭ II, III или IV классов в соответствии с ПБ 03-593-03 или в случае, когда интерпретация АЭ источников затруднена, необходимо произвести УЗК участков стенки резервуара в местах обнаружения источников АЭ. Окончательная оценка выявленных источников АЭ осуществляется по результатам УЗК. Дефекты, являющиеся источниками АЭ III или IV классов, недопустимы

7.6.3.2

Люки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.3.3

Патрубки

Предельные отклонения ПРП от горизонтальной плоскости: - для резервуаров емкостью до 5000 м³ – 15 мм на базе 250 мм; - для резервуаров емкостью от 5000 м³ до 50000 м³– 25 мм на базе 350 мм

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.3.4

Воротники патрубков, люков

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.3.5

Накладки для крепления конструкций и элементов резервуара

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.3.6

Опорные стержни, кронштейны для крепления конструкций и элементов резервуара

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.3.7

Лестницы, площадки обслуживания

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.3.8

Точки подключения ЭХЗ, молниезащиты и заземления

Наличие металлической связи. Сопротивление не более 0,05 Ом

7.6.3.9

Крепление пеногенератора

Отсутствие протечек

7.6.3.10

Временные ремонтные элементы

Необходимость демонтажа перед проведением второго этапа полной технической диагностики определяется расчётом НДС стенки

7.6.3.11

Проектные усиливающие элементы (кольца жесткости)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.4

Стальная Крыша

7.6.4.1

Сегменты опорного кольца

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок и ферм на опорах не более 20 мм

7.6.4.2

Усиливающий лист

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.4.3

Несущие конструкции крыши

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.4.4

Настил

Для самонесущих конических крыш минимальная толщина конструкций кровли определяется в соответствии с ПБ 03-605-03

Для конструкций крыш, имеющих несущий каркас, глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.4.5

Центральная опорная стойка

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S. Отклонение от центра в верху стойки: при высоте стойки до 25 м составляет ±25 мм, при высоте стойки более 25 м – 0,001 высоты, но в пределах ±50 мм. Если в проектной документации имеются другие величины, руководствоваться ими

7.6.4.6

Кольцевая площадка на крыше, площадки обслуживания оборудования

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.4.7

Накладки для крепления конструкций и элементов резервуара

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.4.8

Опорные стержни, кронштейны для крепления конструкций и элементов резервуара

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.4.9

Люки, патрубки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.4.10

Воротники люков, патрубков

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S

7.6.4.11

Оборудование (уровнемер, пробоотборник)

Максимально допустимое отклонение от горизонтали фланца уровнемера ±2º

7.6.4.12

Для резервуаров с понтоном

Точки подключения заземления

Наличие металлической связи. Сопротивление не более 0,05 Ом

7.6.5

Купольная крыша из алюминиевых сплавов

7.6.5.1

Опорное кольцо

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S. Отклонение радиуса от проектного значения – не более 5 мм

7.6.5.2

Опорные кронштейны

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.5.3

Стержни (алюминиевые профили) опорные балки

Отклонение от прямолинейности должны быть не более: - 4 мм на 1 м длины балки на профилях с толщиной полок или стенок от 4 до 10 мм включительно; - 3 мм на 1 м длины балки на профилях толщиной полок или стенок свыше 10 мм. Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.5.4

Колпаки узловые

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,5×S. Допустимая величина остаточных деформаций для каждого пояса не более 20 мм

7.6.5.5

Оборудование (уровнемер, пробоотборник)

Максимально допустимое отклонение от горизонтали фланца уровнемера ±2º

7.6.5.6

Верхние узловые накладки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S. Значение угла конических накладок – в соответствии со значениями, установленными в проектной документации. Фактический момент закручивания должен быть не менее указанного в проектной документации, и не превышать его более чем на 20 %. Отклонение угла поворота гайки допускается в пределах ±30º. Недотяжка болтов не допускается

7.6.5.7

Нижние узловые накладки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.5.8

Карты обшивки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.5.9

Вентиляционный патрубок, люки и Патрубки сигнализатора максимального уровня

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.5.10

Сетка нержавеющая на кольцевом продухе купола

Отсутствие засоренности и повреждений

7.6.5.11

Узел заземления купольной крыши

Наличие металлической связи. Допускается уменьшение сечения металлической связи не более 0,3×S. Переходное сопротивление не более 0,05 Ом

7.6.6

Стальная плавающая крыша (стальной понтон):

Величина зазора между стенкой резервуара и плавающей крышей (стальным понтоном) должна соответствовать значениям, указанным в таблице 7.6.6.1. Таблица 7.6.6.1

Показатель	Объем резервуара, тыс.м³
До 1	от 2 до 50
Номинальная ширина*, мм
Допустимые размеры*, мм: Минимальные Максимальные
* Если в проектной и эксплуатационной документации на резервуар и используемую конструкцию затвора даны другие величины зазора, то следует руководствоваться ими.

7.6.6.1

Короба

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S. Геометрические отклонения плавающей крыши (понтона) на опорах должны быть не более значений, приведенных в таблице 7.6.6.2. Таблица 7.6.6.2

Наименование параметров	Предельные отклонения, мм
Разность отметок соседних точек верхней кромки наружного кольцевого листа на расстоянии 6 м по периметру
Разность отметок любых других точек

Величина прогиба хлопуна настила короба плавающей крыши не более 15 мм на длине 2,5 м

7.6.6.2

Центральная часть плавающей крыши (понтона)

Глубина коррозионных повреждений листов центральной части плавающей крыши (понтона) – не более 0,3×S. Хлопуны или вмятины днища понтона (плавающей крыши), находящегося на плаву – не более 75 мм

7.6.6.3

Затвор между плавающей крышей (понтоном) и стенкой

Для затворов жесткого типа глубина коррозионных и механических повреждений – не более 0,5×S. Отсутствие видимых зазоров между стенкой и затвором

Для затворов мягкого типа – отсутствие сквозных потертостей. Отсутствие видимых зазоров между стенкой и затвором

7.6.6.4

Патрубки под направляющие плавающей крыши (понтона)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отклонение зазора между направляющей и патрубком плавающей крыши (понтона) в положении на днище – не более 20 мм

7.6.6.5

Уплотняющий затвор между направляющей стойкой и патрубком

Отсутствие видимых зазоров между направляющей и затвором

7.6.6.6

Затвор плавающей крыши

Степень износа скользящих листов – не более 0,3×S

7.6.6.7

Боковая стенка плавающей крыши (стального понтона)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.6.8

Технологический люк

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.6.9

Опорные стойки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отклонение опорных стоек от вертикали при опирании на них плавающей крыши (понтона) – не более 30 мм

7.6.6.10

Водоспуск (дренаж)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отсутствие видимых повреждений шарниров

7.6.6.11

Точки подключения заземления

Наличие металлической связи. Сопротивление не более 0,05 Ом

7.6.6.12

Направляющие плавающей крыши (понтона)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отклонение направляющих плавающей крыши (понтона) от вертикали на всю высоту (Нн) в радиальном и тангенциальном направлениях – не более 1/1000 Hн (мм) для РВСП (ПК) полистовой сборки и не более 25 мм для РВСП (ПК) рулонированной сборки

Наличие перфорации – недопустимо

7.6.7

Катучая лестница

Отсутствие заедания элементов

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.7.1

Шарнирный узел опорной фермы

Отсутствие изгиба оси

7.6.7.2

Пролет лестницы (ступени, механизм выравнивания ступеней по горизонтали, поручни, отбортовки)

Отсутствие заедания ступеней

7.6.7.3

Колесная пара катучей лестницы

Отсутствие механических повреждений

7.6.7.4

Направляющие для колесной пары

Отсутствие изгиба

7.6.8

Оборудование (уровнемер, пробоотборник)

Максимально допустимое отклонение от горизонтали фланца уровнемера ±2º

7.6.8.1

Измерительная труба радарного уровнемера

Отклонение от вертикали не более 0,3º на всем протяжении измерительной трубы

7.6.9

Понтон из алюминиевых сплавов:

Величина зазора между стенкой резервуара и понтоном должна соответствовать значениям, указанным в таблице 7.6.9.1. Таблица 7.6.9.1

Показатель	Объем резервуара, тыс.м³
До 1	От 2 до 50
Номинальная ширина*, мм
Допустимые размеры*, мм: Минимальные Максимальные
* Если в проектной и эксплуатационной документации на резервуар и используемую конструкцию затвора даны другие величины зазора, то следует руководствоваться ими.

7.6.9.1

Опорные стойки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отклонение опорных стоек от вертикали – не более 100 мм (если в проектной и эксплуатационной документации установлены другие значения отклонений, то следует руководствоваться ими)

7.6.9.2

Направляющие резервуара

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

Отклонение направляющих понтона от вертикали на всю высоту Нн в радиальном и тангенциальном направлениях – не более 1/1000∙Hн, мм

7.6.9.3

Поплавки

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.9.4

Балки (верхние и нижние)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.9.5

Настил

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.9.6

Юбка

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,2×S

7.6.9.7

Затвор между понтоном и стенкой

Отсутствие сквозных потертостей. Отсутствие видимых зазоров между стенкой и затвором

7.6.9.8

Противоповоротное устройство

Отсутствие обрывов нитей троса. Натяжение троса не менее 80 % от проектного

7.6.9.9

Люк-лаз (предохранительный клапан)

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.9.10

Дренаж

Отсутствие нефти. Отсутствие засоренности дренажа. Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.9.11

Точки подключения заземление

Наличие металлической связи. Сопротивление не более 0,05 Ом

7.6.9.12

Уплотняющий затвор между направляющей резервуара и патрубком

Отсутствие сквозных потертостей. Отсутствие видимых зазоров между направляющей и затвором

7.6.9.13

Измерительная труба радарного уровнемера

Отклонение от вертикали не более 0,3º на всем протяжении измерительной трубы

7.6.9.14

Катучая лестница (для ЖБРПК)

Отсутствие заедания элементов

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

а)

Шарнирный узел опорной фермы

Отсутствие изгиба оси

б)

Пролет лестницы (ступени, механизм выравнивания ступеней по горизонтали, поручни, отбортовки)

Отсутствие заедания ступеней

в)

Колесная пара катучей лестницы

Отсутствие механических повреждений

г)

Направляющие для колесной пары

Отсутствие изгиба

7.6.10

Конструкции вне резервуара и трубопроводы

7.6.10.1

Отмостка

Уклон – не менее 0,1

Ширина – не менее 1 м

Трещины – недопустимы

Отметка окрайки ниже отметки отмостки – не допускается

7.6.10.2

Колодцы системы контроля протечек

В колодцах не должно быть нефти. Наличие нефти свидетельствует о не герметичности днища

В колодцах не должно быть воды. Наличие воды свидетельствует о не герметичности колодца

7.6.10.3

Антикоррозионное покрытие конструкций

Оценка производится в соответствии с РД-23.020.00-КТН-184-10, требованиями проектной документации и требованиями производителя материалов для АКП. Покрытие должно иметь однородную поверхность без пропусков и видимых дефектов, в т.ч., наплывов, посторонних вкраплений

Толщина покрытия – в соответствии с проектными данными. Допускается отклонение толщины покрытия в меньшую сторону на 20 % от проектного при условии, что среднее значение толщины на замеренном участке будет соответствовать значениям не менее номинальной толщины

Несплошности покрытия не допускаются (диэлектрическая сплошность внешнего покрытия – не менее 6 В/мкм, внутреннего – не менее 7 В/мкм для нормального типа, 5 В/мкм – для усиленного типа и 4 В/мкм – для особо усиленного типа). Оценка контроля АКП днища и внутренних металлоконструкций резервуара проводится в соответствии с РД-77.060.00-КТН-221-09, подраздел 8.5

7.6.10.4

Технологические трубопроводы

Оценка производится в соответствии с РД-23.040.00-КТН-387-07, РД-19.100.00-КТН-001-10 и другими действующими на момент проведения технической диагностики нормативными документами

7.6.10.5

Трубопроводы подслойного пожаротушения, системы размыва донных отложений

Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S

7.6.10.6

Система компенсации (компенсаторы, трубопроводы, стойки, подвески)

Оценка производится в соответствии с данными, установленными в проектной документации, и РД-23.040.00-КТН-022-06

7.6.10.7

Задвижки

Оценка производится в соответствии с РД-19.100.00-КТН-062-10

7.6.10.8

Фундаменты задвижек; шахтной лестницы и ГУС, опоры трубопровода сброса от предохранительных устройств

Разница осадок резервуара со стороны запорной арматуры (шахтной лестницы или опоры трубопровода сброса) и фундамента запорной арматуры (шахтной лестницы или опоры трубопровода сброса), разница осадок ближайших точек нивелирования – не более 15 мм

Окончание таблицы 7.6
№	Наименование конструкции (элемента)	Критерии оценки конструкции (элемента)

7.6.10.9	Надземная часть трубопроводов промышленно-дождевой канализации, кольцевой лоток для сбора осадков, трубопроводы систем охлаждения, пожаротушения и ГУС	Глубина коррозионных повреждений – не более 0,3×S
7.6.10.10	Колодцы промышленно-дождевой канализации	В колодцах не должно быть нефти. Наличие нефти свидетельствует о не герметичности водоспуска плавающей крыши. Уровень воды в гидравлическом затворе должен быть не менее 0,25 м
7.6.10.11	Обвалование	Оценка производится в соответствии со СНиП 2.11.03-93 и ГОСТ Р 53324. Трещины в монолитном бетоне обвалования не допускаются
7.6.10.12	Постоянные переезды и лестницы для перехода через вал	Отсутствие видимых разрушений
7.6.10.13	ЭХЗ, заземляющие устройства, молниезащита	Соответствие требованиям ОР-13.02-45.21.30-КТН-002-1-03. Cопротивление металлической связи между индивидуальным контуром заземления резервуара и контуром заземления, расположенным в верхней части резервуара не более 0,05 Ом

7.4.1 Резервуар должен быть выведен из эксплуатации в ремонт при обнаружении:

- трещин, отпотин, сквозных отверстий в окрайке, центральной части днища, стенке, ПРП, в люках, расположенных на стенке резервуара;

- дефектов, являющихся источниками АЭ III или IV классов на стенке и класса Е на днище согласно ПБ 03-593-03;

- недопустимых деформаций фундамента резервуара;

- при запрещении дальнейшей безопасной эксплуатации по результатам расчёта срока и условий безопасной эксплуатации;

- при истекшем сроке гарантированной безопасной эксплуатации, определённом по результатам последней технической диагностики, или указанным в проектной документации на ремонт.

7.4.2 При отсутствии перечисленных дефектов определение срока и условий безопасной эксплуатации производится на основе результатов, полученных при частичной технической диагностике РВС (П, ПА, ПК). При этом учитывается скорость коррозии металла элементов конструкций РВС (П, ПА, ПК), параметры выявленных дефектов конструкций и сварных швов.

7.4.3 Определение срока и условий безопасной эксплуатации резервуара до проведения полной технической диагностики производится по минимальному сроку эксплуатации отдельной его конструкции или элемента.

7.4.4 По результатам расчёта срока и условий безопасной эксплуатации должна быть определена дата вывода резервуара из эксплуатации для проведения полной диагностики, при этом срок эксплуатации резервуара не должен превышать значений, указанных в таблице 5.1.

7.4.5 Определение срока эксплуатации резервуара после проведения полной технической диагностики выполняется согласно РД-23.020.00-КТН-296-07.