Общие требования 21.1.1 Проверка и контроль показателей емкости и резервуара должен осуществляться методами и средствами измерений, установленными программой и методикой испытаний, включенной в Реестр ОВП в установленном порядке и соответствующей требованиям настоящего документа. (Измененная редакция. Изм. № 2).
При изготовлении емкости (резервуара) должна быть обеспечена и документально подтверждена реализация всех требований настоящего документа в части применяемых материалов и их свойств, требований к сварным соединениям, геометрическим размерам и допускам узлов и деталей, требований к объему неразрушающего и разрушающего контроля отдельных деталей и узлов, приемо-сдаточных испытаний на предприятииизготовителе с участием представителей технического надзора. Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
62 21.2 Проверка габаритных и присоединительных размеров
Проверка габаритных и присоединительных размеров должна проводиться с помощью средств, обеспечивающих погрешность не более 30 % от установленного допуска.
- Обязательному контролю подлежат следующие параметры емкостей и резервуаров:
- внутренний объем емкости (резервуара); - общая длина емкости (резервуара); - внутренний диаметр емкости (резервуара); - внутренний и наружный диаметры патрубков;
- длина патрубков, предназначенных для сварного соединения с трубопроводами;
- расстояние от оси резервуара до опоры (для исполнения резервуара на опорах);
- расстояние от образующей наружной поверхности обечайки корпуса емкости
- (резервуара) до привалочной поверхности люков и патрубков (вылет люков и патрубков).
Проверка габаритных и присоединительных размеров должна проводиться после проведения гидравлических испытаний на прочность, и окончательной обработки патрубков.
Внутренний диаметр емкости (резервуара) Dвн, мм, должен определяться замером длины окружности наружной поверхности обечайки и вычислением по формуле: , (21.1) где L – длина окружности наружной поверхности обечайки, мм; S – номинальная толщина стенки обечайки, мм.
Внутренний объем емкости (резервуара) должен вычисляться по следующей методике: - измеряется длина цилиндрической части обечайки между кольцевыми швами приварки конических днищ L1, мм; - измеряется высота конического днища без учета толщины плоской заглушки (высота до внутренней поверхности плоской заглушки) h, мм; - измеряется диаметр плоской заглушки днища d, мм. Объем внутренней полости емкости (резервуара) V, м3, без учета внутренних устройств, люков и патрубков вычисляется по формуле: . (21.2) 21.3 Проверка качества сварных соединений 21.3.1 Контроль качества сварных соединений емкостей и резервуаров, а также механически обработанных под сварку элементов емкости и резервуара (сборочные детали, 2S π = DВН 1 2 9 2 2 9 10 4 10 6 D π d D d D h π ВН ВН ВН Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
63 патрубки), должен проводиться в соответствии с требованиями настоящего документа и ГОСТ 34347. (Измененная редакция. Изм. № 2).
Окончательный контроль качества сварных соединений должен проводиться после проведения над ними всех технологических операций.
При операционном контроле кромки подготовленных под сварку элементов должны проверяться визуальным осмотром для выявления дефектов металла. Не допускаются расслоения, закаты, трещины.
Кромки элементов емкостей (резервуаров) и прилегающие к кромкам зоны шириной не менее 50 мм в объеме 100 %, независимо от толщины, дополнительно должны контролироваться ультразвуковым методом для выявления трещин, расслоений и т.п.
Оценка качества сварных соединений емкостей и резервуаров должна проводиться с использованием следующих методов контроля: - визуальный контроль и измерения; - механические испытания; - радиографический и ультразвуковой контроль; - цветная и магнитопорошковая дефектоскопия.
Визуальный и измерительный контроль должны предшествовать контролю другими методами. Визуальный и измерительный контроль должны проводиться в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил [23]. (Измененная редакция. Изм. № 2).
Визуальный контроль и измерения сварных соединений необходимо проводить после очистки от шлака, брызг и других загрязнений сварных соединений и прилегающих участков основного металла шириной не менее 50 мм в обе стороны от соединения.
Визуальный контроль и измерение при возможности доступа должны проводиться с двухсторон по всей протяженности сварного соединения.
Визуальному контролю и измерению подлежат все сварные соединения для выявления наружных недопустимых дефектов. В сварных соединениях не допускаются следующие наружные дефекты: - трещины всех видов и направлений; - свищи и пористость наружной поверхности шва; - подрезы; - наплавы, прожоги и незаплавленные кратеры; - смещение и совместный увод кромок свариваемых элементов свыше предусмотренных в ГОСТ 34347; (Измененная редакция. Изм. № 2). Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
64 - поверхность шва не должна иметь грубую чешуйчатость (превышение гребня над впадиной не должно быть более 1 мм).
Механическим испытаниям должны подвергаться стыковые сварные соединения, определяющие прочность сосуда, в целях проверки соответствия их механических свойств, требованиям подраздела 7.13 настоящего документа. Испытания необходимо проводить не менее, чем на трех контрольных стыковых сварных соединениях.
К стыковым соединениям, определяющим прочность сосуда, следует относить продольные швы обечаек и патрубков, хордовые и меридиональные швы выпуклых днищ.
Для выявления внутренних дефектов все сварные соединения безнапорных емкостей подземного расположения должны подлежать контролю радиографическим методом в объеме 100 % от длины каждого шва. Сварные соединения безнапорных емкостей надземного расположения должны подлежать контролю радиографическим методом в объеме 100 % от длины каждого шва в нижней части емкости и в объеме не менее 50% от длины каждого шва в верхней части емкости. (Измененная редакция. Изм. № 2).
В сварных соединениях не допускаются следующие внутренние дефекты: - трещины всех видов и направлений; - свищи; - непровары (несплавления), расположенные в сечении сварного соединения; - поры, шлаковые, вольфрамовые и окисные включения, выявленные радиографическим методом, выходящие за пределы норм, приведенных в таблице 21.1, или выявленные ультразвуковым методом. Т а б л и ц а 21.1 – Максимальные допустимые размеры пор и включений В миллиметрах Толщина свариваемых элементов Поры или включения Суммарная длина Ширина (диаметр) Длина 1 2 3 4 До 3 0,3 0,6 3,0 Свыше 3 до 5 0,4 0,8 4,0 Свыше 5 до 8 0,5 1,0 5,0 Свыше 8 до 11 0,6 1,2 6,0 Свыше 11 до 14 0,8 1,5 8,0 Свыше 14 до 20 1,0 2,0 10,0 Свыше 20 до 26 1,2 2,5 12,0 Свыше 26 до 34 1,5 3,0 15,0
Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
65 Продолжение таблицы 21.1 Толщина свариваемых элементов Поры или включения Суммарная длина Ширина (диаметр) Длина 1 2 3 4 Свыше 34 до 45 2,0 4,0 20,0 Свыше 45 до 67 2,5 5,0 25,0 Свыше 67 до 90 3,0 6,0 30,0 Свыше 90 до 120 4,0 8,0 40,0 Свыше 120 до 200 5,0 10,0 50,0
Поры и включения с расстояниями между ними не более трех максимальных ширин или диаметров не допускаются.
Цветной или магнитопорошковой дефектоскопии должны подвергаться сварные соединения, недоступные для осуществления контроля радиографическим или ультразвуковым методом. Необходимый объем контроля должен определяться в ТД на изделие.
Количество допустимых исправлений одного и того же дефекта деталей, требующих проведения сварочных работ либо повторной термообработки не более двух.
Количество исправлений дефектов, не требующих проведения сварочных работ и термообработки, не нормируется.
Результаты исправлений дефектов (вид дефекта, расположение, размеры, метод исправления и т.д.) должны фиксироваться в отчетной документации (протокол) и прикладываться к паспорту емкости (резервуара).
Проверка прочности 21.4.1 Проверка на прочность емкости (резервуара) и подогревателя должна проверяться путем проведения гидравлического испытания и испытания на вакуум. Гидравлические испытания и испытания на вакуум должны проводиться до нанесения защитного антикоррозионного покрытия.
Испытания на вакуум должны проводиться до проведения испытания на прочность и герметичность.
В ходе испытаний на вакуум следует подсоединить емкость (резервуар) к вакуумному стенду и заглушить все остальные штуцеры и патрубки. Создать в емкости (резервуаре) вакуум 0,0015 МПа. Значение вакуума следует контролировать по показаниям вакуумметра. После достижения необходимого значения вакуума, емкость (резервуар) необходимо отключить от вакуумного стенда запорной арматурой и выдержать. Время Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
66 выдержки емкости (резервуара) под вакуумом должно быть не менее 20 минут. По вакуумметру, установленному на емкости (резервуаре), контролируется повышение давления.
После испытания емкости (резервуара) на вакуум должны проводиться гидравлические испытания подогревателей и корпуса емкости (резервуара). Допускается проводить испытания на вакуум методом слива воды из заглушенной емкости (резервуара). В этом случае гидравлические испытания предшествуют испытаниям на вакуум.
Для гидравлического испытания емкости (резервуара) и подогревателя должна применяться вода температурой не ниже плюс 5 ºС и не выше плюс 40 ºС. Разность температур стенки емкости (резервуара) и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать конденсации влаги на поверхности стенок емкости (резервуара).
При проведении гидравлического испытания емкости (резервуара) с подогревателями испытания подогревателей и емкости (резервуара) должны проводиться отдельно. Сначала должны проводиться испытания подогревателей, а потом емкости (резервуара).
При заполнении емкости (резервуара) и подогревателя водой должен быть полностью удален воздух из внутренней полости. Давление в испытываемой емкости (резервуаре) или подогревателе должно повышаться плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в ТД и не должна превышать 0,5 МПа в минуту.
Величина пробного давления Рпр при гидравлическом испытании подогревателя на прочность должна приниматься равной 1,0 МПа. Время выдержки подогревателя под пробным давлением должно быть не менее 10 минут.
После выдержки под пробным давлением, давление необходимо снизить до номинального PN 0,5 МПа и провести испытания подогревателя на герметичность. Время выдержки при испытании на герметичность должно быть достаточным для осмотра наружной поверхности подогревателя, всех разъемных и сварных соединений. (Измененная редакция. Изм. № 2).
Подогреватель должен считаться выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено: - течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле; - течи в разъемных соединениях; - остаточные деформации; - падения давления по манометру.
Величина пробного давления Рпр при гидравлическом испытании емкости (резервуара) на прочность должна приниматься равной 0,1 МПа. Время выдержки емкости (резервуара) под пробным давлением должно быть не менее 10 минут. Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
67 21.4.12 После выдержки под пробным давлением, давление необходимо снизить до номинального PN 0,07 МПа и провести испытания емкости (резервуара) на герметичность. Время выдержки при испытании на герметичность должно быть достаточным для осмотра наружной поверхности емкости (резервуара), всех разъемных и сварных соединений. (Измененная редакция. Изм. № 2).
Емкость (резервуар) должна считаться выдержавшей гидравлическое испытание и испытание на вакуум, если не обнаружено: - течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле; - течи в разъемных соединениях; - остаточные деформации; - повышение давления по вакуумметру; - падения давления по манометру.
Проверка качества поверхности 21.5.1 Проверка качества поверхности деталей, сборочных единиц и элементов емкости (резервуара) должна проводиться с помощью визуального контроля и измерений.
Проверку качества поверхности механически обработанных поверхностей необходимо проводить путем сравнения с образцами шероховатости.
Проверку резьбы проводят при визуальном и измерительном контроле. Резьбы на деталях должны быть чистыми, без заусенцев, забоин и разрывов ниток. 21.5.3, 21.5.4 (Измененная редакция. Изм. № 2).
Проверка качества антикоррозионного покрытия 21.6.1 Антикоррозионное покрытие должно наноситься в заводских условиях после контроля сварных соединений и проведения гидравлических испытаний емкости (резервуара).
Проверку качества подготовки поверхности и отвержденного наружного АКП емкости/резервуара проводят в соответствии с требованиями, приведенными в разделе 8. (Измененная редакция. Изм. № 2).
Проверка комплектности емкости и резервуара, комплектности и содержания сопроводительной документации Проверка комплектности емкости и резервуара, комплектности и содержания сопроводительной документации должна осуществляться визуально на соответствие требованиям настоящего документа. Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
68 21.8 Проверка маркировки, консервации и упаковки Проверка маркировки, консервации и упаковки емкости (резервуара) должна осуществляться с помощью визуального контроля и измерений на соответствие требованиям настоящего документа. Документ является собственнстью ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть» Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования ОТТ-23.020.01-КТН-216-10
69
В этом разделе не найдено.