в каком случае допускается продление срока службы сварного вертикального цилиндрического резервуара

10.2 Обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров

10.2.1 Срок службы резервуаров назначает заказчик или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с заказчиком. Срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров. В конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам.

10.2.2 Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации, утвержденной руководителем эксплуатирующего предприятия.

10.2.3 Общий срок службы резервуара должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости).

Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя:

10.2.4 Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров:

Таблица 34 — Рекомендуемые сроки проведения диагностирования конструкций резервуаров

К техническим решениям, обеспечивающим длительную безопасную эксплуатацию резервуаров, рекомендуется относить:

а) 100 % неразрушающий контроль с применением РК или УЗК сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве резервуара (с обязательным протоколированием рентгеновских снимков), наличие антикоррозионной защиты с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

б) установка систем ЭХЗ;

в) рекомендуется, чтобы конструкция резервуара обеспечивала проведение мониторинга герметичности днища, для чего допускается применить не менее одного из следующих технических решений;

1) в основании резервуара устанавливают систему контроля протечек с использованием гибких мембран.

2) применяют конструкцию двойного днища.

3) применяют конструкцию фундамента днища, позволяющую осуществлять контроль за его техническим состоянием,

4) применяют другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

10.2.5 Для однотипных резервуаров РВС. РВСП, Р8СПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с ГОСТ 1510). На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

Если по результатам полного технического диагностирования резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признают годными к эксплуатации и по результатам проведения экспертизы промышленной безопасности для них устанавливают срок следующего технического диагностирования в соответствии с 10.2.4 настоящего стандарта.

При обнаружении в металлоконструкциях резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат проведению полного технического диагностирования, объем которого устанавливают в программе их полного технического диагностирования.

10.2.6 Конкретные сроки диагностирования резервуара назначает экспертная организация.

Источник

В каком случае допускается продление срока службы сварного вертикального цилиндрического резервуара

РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие технические условия

Vertical cylindrical steel tanks for oil and oil-products. General specifications

Дата введения 2017-03-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им.Н.П.Мельникова» (ЗАО «ЦНИИПСК им.Мельникова»), Обществом с ограниченной ответственностью «ГлобалТэнкс Инжиниринг» (ООО «ГТИ»), Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов «Транснефть» (ООО «НИИ Транснефть»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 28 июня 2016 г. N 49-2016)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 августа 2016 г. N 982-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 31385-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации 1 марта 2017 г.

5 ГОСТ 31385-2016 включен в перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений»

ВНЕСЕНЫ: поправка, опубликованная в ИУС N 6, 2019 год с учетом уточнения, опубликованного в ИУС 11-2019; поправка, опубликованная в ИУС N 8, 2020 год

Поправки внесены изготовителем базы данных

1 Область применения

1.2 Требования настоящего стандарта распространяются на следующие условия эксплуатации резервуаров:

1.3 Требования настоящего стандарта распространяются на стальные конструкции резервуара, ограниченные первым фланцевым или сварным (резьбовым) соединением технологических устройств или трубопроводов снаружи корпуса (стальной защитной стенки) резервуара.

1.4 Настоящий стандарт допускается применять при строительстве резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений, пищевых и других жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).

1.5 Настоящий стандарт не распространяется на изотермические резервуары для хранения сжиженных газов.

1.6 Положения разделов 5-9 настоящего стандарта рекомендуется использовать при проектировании баков-аккумуляторов горячей воды и резервуаров для хранения агрессивных химических продуктов с учетом требований, содержащихся в соответствующих стандартах по проектированию указанных сооружений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 1050-2013 Металлопродукция из нелегированных конструкционных качественных и специальных сталей. Общие технические условия

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение (с Изменениями N 1-5)

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2590-2006 Прокат сортовой стальной горячекатаный круглый. Сортамент

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5632-2014 Легированные нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле

ГОСТ 6713-91 Прокат низколегированный конструкционный для мостостроения. Технические условия

ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7564-97 Прокат. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний

ГОСТ 7565-81 (ИСО 377.2-89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для определения химического состава

ГОСТ 8240-97 Швеллеры стальные горячекатаные. Сортамент

ГОСТ 8509-93 Уголки стальные горячекатаные равнополочные. Сортамент

ГОСТ 8510-86 Уголки стальные горячекатаные неравнополочные. Сортамент

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9128-2013 Смеси асфальтобетонные, полимерасфальтобетонные, асфальтобетон, полимерасфальтобетон для автомобильных дорог и аэродромов. Технические условия

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 14019-2003 (ИСО 7438:1985) Материалы металлические. Метод испытания на изгиб

ГОСТ 14637-89 (ИСО 4995-78) Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19281-2014 Прокат повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 19903-2015 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент

ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ 21779-82 Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Технологические допуски

ГОСТ 22727-88 Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 26020-83 Двутавры стальные горячекатаные с параллельными гранями полок. Сортамент

ГОСТ 26433.1-89 Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Правила выполнения измерений. Элементы заводского изготовления

ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения

ГОСТ 27772-2015 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования

ГОСТ ISO 9001-2011 Система менеджмента качества. Требования

Источник

В каком случае допускается продление срока службы сварного вертикального цилиндрического резервуара

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
«РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов»

Руководство по безопасности содержит рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее Руководство по безопасности применяется также при диагностировании резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).

Настоящее Руководство по безопасности распространяется на следующие конструкции и элементы резервуара:

днище, в том числе окрайку и уторный узел;

крышу, в том числе настил и несущие конструкции; понтон, плавающую крышу;

лестницы и площадки обслуживания;

трубопроводы, находящиеся внутри резервуара;

люки, патрубки, в том числе приемо-раздаточные патрубки.

4. Настоящее Руководство по безопасности не распространяется на следующие типы резервуаров:

резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 3,0 кПа и рабочим вакуумом более 0,25 кПа;

резервуары для агрессивных химических продуктов.

5. Организации, осуществляющие эксплуатацию, техническое диагностирование резервуаров и разрабатывающие проектную документацию на их ремонт и реконструкцию или являющиеся заказчиками технического диагностирования, ремонта, реконструкции резервуаров, могут использовать иные способы и методы (в том числе неразрушающего контроля), чем те, которые указаны в настоящем Руководстве по безопасности.

II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

6. В период эксплуатации резервуары в плановом порядке подвергаются частичному и полному техническому диагностированию.

Внеплановое полное техническое диагностирование проводится в случае выявления дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, а также последствий стихийных бедствий (природные явления) и террористических актов.

7. Максимальные сроки проведения повторного технического диагностирования рекомендованы пунктом 9 настоящего Руководства по безопасности. Срок дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара определяется на основании экспертизы промышленной безопасности, выполняемой по результатам технического диагностирования.

В мероприятиях по обеспечению безопасной эксплуатации резервуара может быть предусмотрено снижение уровня взлива или проведение ремонта по восстановлению несущей способности конструкций.

8. Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров составляет:

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации до 20 лет включительно:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится не реже чем один раз после пуска в эксплуатацию или через 10 лет после частичного технического диагностирования;

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации более 20 лет:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования;

для остальных резервуаров при сроке эксплуатации более 20 лет:

9. Технические решения, обеспечивающие длительную безопасную эксплуатацию резервуаров:

наличие антикоррозионной защиты внутренней поверхности с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и (или) припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

обеспечение средствами ЭХЗ защитного потенциала в процессе эксплуатации на резервуаре и технологических трубопроводах;

для обеспечения проведения мониторинга герметичности днища в конструкции резервуара могут применяться следующие технические решения:

в основании резервуара устанавливается система контроля протечек с использованием гибких мембран;

применяется конструкция двойного днища;

применяется конструкция днища, позволяющая осуществлять контроль за его техническим состоянием и герметичностью;

применяются другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

11. Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре-представителе, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение», ГОСТ 28576-90 (ИСО 8681-86) «Нефтепродукты и смазочные материалы. Общая классификация. Обозначение классов», ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

12. Если по результатам полного технического диагностирования резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод этого резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признаются годными к эксплуатации, и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования.

13. При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат полному техническому диагностированию. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы следует учитывать объем работ, выполненный при их частичном техническом диагностировании.

III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

15. Частичное техническое диагностирование резервуара осуществляется с наружной стороны без вывода его из эксплуатации.

17. Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ.

18. При временном выводе резервуара из эксплуатации для проведения полного технического диагностирования выполняются следующие работы:

дренирование подтоварной воды;

депарафинизация трубопроводов системы подслойного пожаротушения (при наличии);

отключение с установкой заглушки газоуравнительной системы (при наличии);

отключение электропривода системы размыва донных отложений (при наличии);

откачка нефти (нефтепродукта) из резервуара;

закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

проверка герметичности задвижек;

отключение электропитания электроприводов задвижек;

вывешивание предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);

установка заглушек на фланцевых соединениях трубопроводов приемо-раздаточных патрубков резервуара и линии аварийного сброса (для резервуаров, обеспечивающих прием аварийного сброса нефти, нефтепродукта);

отключение системы автоматики и телемеханики резервуара (кроме системы пожаротушения);

19. Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащих техническому диагностированию, подвергаются очистке от загрязнений и остатков нефтепродуктов. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяется исходя из применяемого метода технического диагностирования.

В объем работ по зачистке резервуара входят следующие работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию:

предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара;

откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;

пропарка (при необходимости);

удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;

контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;

контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.

20. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим техническому диагностированию, обеспечивается доступ персонала, участвующего в проведении работ по техническому диагностированию.

21. Для обеспечения работы диагностической аппаратуры и осветительных приборов, не имеющих автономных источников питания, предусматривается подключение к сетям электроснабжения.

IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА

22. Техническое диагностирование резервуара (группы резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) производится по индивидуальной программе, разрабатываемой на основе типовых программ частичного или полного технического диагностирования.

Типовая программа частичного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 1 к настоящему Руководству по безопасности.

Типовая программа полного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 2 к настоящему Руководству по безопасности.

Источник

11 Испытания и приемка резервуаров

11.1 Резервуары всех типов перед сдачей их заказчику для выполнения антикоррозионной защиты и монтажа оборудования подвергают гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона дополнительно испытывают на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

11.2 Гидравлическое испытание РВСП и РВСПК проводить до установки уплотняющих затворов. Допускается проводить испытания с установленными уплотняющими затворами для регулировки их положения с учетом фактической геометрии стенки резервуара.

11.3 Виды испытаний в зависимости от типа резервуаров приведены в таблице 35.

Таблица 35 — Виды испытаний резервуаров

11.4 Для проведения испытания резервуара любого типа должна быть разработана программа испытаний, являющаяся составной частью ППР.

Программа испытаний должна включать в себя:

11.5 Испытание проводят наливом воды на проектный уровень наполнения продуктом или до уровня контрольного патрубка, предусмотренного для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды следует осуществлять ступенями с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров и измерений в соответствии с программой испытаний.

11.6 Резервуары для хранения жидкостей с плотностью, превышающей плотность воды, а также находящиеся на объекте, где отсутствует возможность заполнения его водой, допускается испытывать продуктом по согласованию с уполномоченными органами в области промышленной безопасности.

До проведения испытаний корпуса резервуара на прочность и устойчивость все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков и патрубков в стенку и крышу, а также сопряжение стенки с крышей и днищем должны быть проконтролированы на герметичность.

11.7 Испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5°С. При температуре ниже 5°С испытания резервуаров допускаются при условии разработки программы испытаний. предусматривающей мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

11.8 По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки испытание необходимо прекратить, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита:

11.9 Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживают под нагрузкой в течение (если в проекте нет других указаний):

11.10 Стационарную крышу резервуара без понтона испытывают на избыточное давление при заполненном водой резервуаре до отметки на 10% ниже проектной с 30-минутной выдержкой под созданной нагрузкой. Давление создают подачей воды при всех герметично закрытых люках крыши.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление проводят визуальный контроль 100% сварных швов стационарной крыши резервуара.

11.11 Устойчивость корпуса резервуара проверяют созданием относительного разрежения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разрежение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин) стенки и крыши считают выдержавшими испытание на относительное разрежение.

11.12 Избыточное давление принимают на 25%, а относительное разрежение — на 50% больше проектного значения (если в проекте нет других указаний).

11.13 Резервуар считают выдержавшим испытания, если в течение указанного времени (см. 11.9) на поверхности стенки и по краям днища не появляется течи и уровень воды не снижается, а осадка фундамента и основания резервуара стабилизировались.

11.14 После приемочных испытаний приварка к резервуару любых деталей и элементов конструкций не допускается.

На резервуаре допускается проведение работ по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования, предусмотренных проектной документацией.

11.15 После завершения испытаний резервуара на основании проведенного визуально-измерительного контроля параметров его элементов, включая контроль состояния сварных швов (при необходимости физическими методами), должна быть проведена оценка фактического технического состояния металлоконструкций, основания и фундамента резервуара.

11.16 В случае, если отклонения размеров (до 25% всех производимых единичных замеров) смонтированного резервуара после завершения испытаний превышают указанные в 8.3.3 (таблица 25, пункты 3, 4), а также в 8.2.4 (таблица 24, пункты 1, 3) и 8.4.4 (таблица 26, пункты 1, 2), но не более чем на 130%, по согласованию с заказчиком допускается приемка такой конструкции при условии выполнения соответствующих расчетов ее несущей способности. Расчеты должны основываться на применении метода конечных элементов, учитывать фактическую геометрию конструкции и отвечать требованиям настоящего стандарта по прочности (в том числе малоцикловой) и устойчивости. Указанные расчеты должны выполняться специализированной организацией и согласовываться авторами проекта КМ.

Источник