Судя по описанию -основных элементов в этом котле три:
-трубы Ф51х2.5,
-трубы 38х2,5,
-коллекторы, предположительно Ф нар 219 или 273.
Если интересуетесь расчетными толщинами, то не обязательно искать расчет на прочность. Нужная информация имеется в РД 10-249-98, табл. 3.2 и 3.3, в них представлены фактические допустимые величины, которые больше расчетных, а следовательно и принимаются отбраковочными.
Если РВС с момента ввода в эксплуатацию не выработал расчетный срок службы, то ЭПБ не проводится. Что касается консервации, т.е. она входит в расчетный срок службы, но причиной проведения ЭПБ не является.
РВС у нас сооружение, но даже когда считали его ТУ, проведение ГИ не являлось обязательным в составе ЭПБ.
Спасибо Макееву К.С. что напомнил про подтоварную водичку, то-то я писал и думал что упустил какую-то немаловажную деталь.
При таком простое толщинометрию таки придется делать.
1. Разный удельный вес, т.е. надо пересчитывать высоту налива, что влечет перед собой обязательную толщинометрию поясов стенки.
2. Какая нефть, а то и подогрев для нефти нужен. В этом случае -изменения проекта РВС , ЭПБ изменений.
3. Желательно наличие мешалки-полезна перед откачкой продукта из РВС, иначе неподъемный осадок. Это изменение проекта резервуара, ЭПБ изменений-затратно.
4. Непредсказуемый фактор- РТН, можно обойтись расчетом по п.1, а могут раздуть до ЭПБ.
Вы процитировали п.362 ФНП и продублировали это положение в вопросе 1, где же вопрос, если ясен ответ.
На вопрос 2 ответ тот же - ТО (наружный осмотр, ГИ тоже, но оно редко бывает, см. п.397,а, ФНП) проводит СО, если трубопровод стоит на учете. В отношении трубопроводов и пара и горячей воды Ду50 -см. п.4,т, ФНП ОРПД- ФНП не применяются. Однако если при указанных Вами параметрах есть участки трубопровода внутренним диаметром 100мм и менее, соединяющиеся с трубопроводом внутренним диаметром более 100 мм, то эти участки до ближайшей запорной арматуры по ходу пара или горячей воды попадут под постановку на учет в компании с трубопроводом внутр. диаметром более 100 мм (см. п.215,м) ФНП ОРПИД. Границей трубопровода, который подлежит постановке на учет является первая по ходу рабочей среды запорная арматура, поскольку при проведении ГИ трубопровода, подлежащего учету, неизбежно попадают под пробное давление и "мелкие" диаметры.
На вопрос 3 ответ-требуется при Д внутр более 100 мм независимо от даты ввода в эксплуатацию При вступлении в силу новых правил оборудование приводится в соответствие с новыми требованиями. Так было когда примерно в 1998 году появилось требование в Правилах по трубопроводам о регистрации трубопроводов IV категории с "условным проходом" более 100 мм в пределах зданий котельных, затем в первой редакции ФНП в 2014 году аппетиты РТН выросли до трубопроводов,"расположенных в пределах призводственных помещений" этих же параметров, а теперь ставятся на учет все, но уже -с "внутренним" диаметром более 100 мм. И все это время инспекторы РТН добросовестно требовали от поднадзорных предпр-й паспортизацию и постановку на учет.
С сосудами таких метаморфоз не происходило, но требования те же - ТО по окончании расчетного срока службы проводят СО. Если сосуд не стоит на учете и подлежит ему, и эксплуатируется, то Вас ожидает 3 года расстрела, каждый год наповал (шутка). Надо срочно ставить, если деньги считаете!
Согласен с Вашими аргументами про динозавров, однако по содержанию этот документ "заточен" именно под обсуждаемый паропровод, речь то идет о старых паропроводах и паспортизации. Можно из свежих методик воспользоваться СО 153-34.17.464-2003.
Что касается категорий, то назови его хоть подводной лодкой, в нем все равно до 16 и до 250. Программа работ не меняется от того что мы формально изменили номер категории.
В типовых проектах котельных с различным количеством котлов ДКВР или ДЕ после сборного коллектора котлов до распределительного коллектора потребителей (схема варьировалась)-устанавливалась редукционная установка с байпасом, которая со временем или выбрасывалась или просто не работала. Когда началась компания по паспортизации паропроводов 4-й категории в пределах зданий котельных (кажется в 1998) и увидела свет вышеупомянутая методика- делались паспорта паропроводов с рабочим давлением котлов, т.е. 13 как правило. На первые паспорта поначалу наш СевКав ГГТН требовал расчеты на прочность и компенсацию теплов. удлинений, мы платили ЦКТИ или НИИ ХИММАШ-они делали для Ррасч =13. Потом от инстит-х расчетов отказались-очень дорогое это было удовольствие.
Вам подойдет вот этот документ-РД 10-109-96. Редуцирующие устройства наверно имеют байпасы, то есть теоретически на всех участках возможно максимальное рабочее давление, поэтому логично все делать одним паспортом и одной исполн. схемой. Да даже и без байпасов-зачем плодить кучу паспортов и вообще бумаг из того что до недавнего времени никому не было нужно. После РУ те же трубы и варили их те же сварщики, что и до РУ.
C утра ситуация резко изменилась-позвонил инспектор-акта списания и заключения по ТО достаточно!
Спасибо Татьяна. Нач-к отдела РТН утром получил вопрос, думал до вечера и выдал гениальное решение-дайте акт списания и заключение ЭПБ, зачем заключение спрашивать не будем-неделю будет думать и пусть забудет. Думаю напишу-ка в центральный аппарат-какого хрена мы должны гадать. Но будем двигаться в указанном Вами и С.В.Ветровым направлении. Интересен в этой истории инспектор, утвержающий что ТАК нельзя, а как надо-не может объяснить.
Почти сорок лет в этой сфере и казалось бы уже пора ничему не удивляться, а все удивляюсь. В таком простом вопросе столько сложностей. Бочка эта уже почти год воду возит.
Ну отчего же "беда-бедовая"? Наоборот все в ваших руках. Для трубок Ф3 мм вполне хватит ВИК и пневмоиспытания совместно Ф42 мм. Поскольку Вы не даете никакого более-менее точного описания вашего техустройства, трудно давать рекомендации. Может быть Вам правильнее делать работу по методе трубопроводов.
Спасибо Сергей Владимирович, понимаю что утрата признака опасности-это отсутствие возможности эксплуатировать сосуд с внутренним давлением, однако какой еще на хрен нужен документ, если в заключении и в паспорте есть запись о том, что дальнейшая эксплуатация невозможна. При этом инспектор,от которого зависит снятие с учета, кроме этих двух строчек ФНП, ничего внятного вякнуть не может, а другой советует дыру вырезать в корпусе-это что у нас за ФНП или РТН такие. Потому и спрашиваю - коллеги, о каких документах идет речь, кто решал такую проблему?
Какая разница 25 литров в сосуде или 25 кубометров. На неразрушающем контроле это скажется только в объемах. Рекомендую за основу брать РД 03-421-01 "Методические указания по проведению диагностирования техн. состояния и опред-ю остаточного срока службы сосудов и аппаратов". Учитывайте сцепифику вашего сосуда-особенности рабоч. среды, цикличность нагружений, параметры экспл-ции и если имеются-особенности конструкции.
Такой параметр определялся проектом ( кроме Правил по сосудам), отступление от Правил допускалось по согласованию с РТН. Контролировалось это при первичном техосвидетельствовании, чего Вы озадачились этим, да еще и при диагностировании? Когда сосуд безаварийно отработал энное количество лет.
Согласно ст.216,г оборудование подлежит снятию с учета...в случаях...утраты признаков опасности, вызывающих необходимость учета такого оборудования. К заявлению о снятии необходимо приложить копии документов, подтверждающих факт утраты указанных признаков. Я введу речь о автоцистерне. Вопрос- что считать утратой признаков опасности и о каких документах идет речь. Заключения по результатам техосвидетельствования оказалось недостаточно (суть заключения-в связи с утонением стенок обечайки и днищ сосуда, дальнейшая эксплуатация сосуда невозможна). Утилизировать его не хотят, а вот использовать в качестве водовозки вполне возможно.
В чем заключался профессиональный конкурс экспертов?
Спасибо. Книжка-то у меня от 2017 года, но за ней надо было лезть в портфель, взял что ближе-комп, ну и попал на старую редакцию, где пунктом 21.2 и не пахнет.
Из п.21.2 не следует, что к нему ничего нельзя добавить- это я о ГИ, также как и можно кое-что выкинуть- при проведении работ на конкретном ТУ, например пункт з) или к). И повторюсь что имеющиеся СО, РД, Инструкции и Методические указания по трубопроводам содержат требование по проведению ГИ.
И я опять что-ли что-то пропустил? Технологические трубопроводы -да, сооружения, но котлонадзоровские тр-ды оставались ведь ТУ?
Еще есть вариант замены коллектора " по-тихому"
Не понятно про п.21.2 Правил проведения ЭПБ-не нашел такого пункта. Что касается п.415.1 ФНП ОРПД -суть-ЭПБ включает в себя ТД, а ТД Вы проведете по нормативному документу, содержащему основные этапы ТД, вот здесь, в этих самых этапах, и будет обязательное требование о проведении ГИ. То же в типовых программах, которые содержатся в тех же нормативных документах.
В своей практике пришлось поучаствовать в тяжбе, когда Монтажник привез на площадку строительства нового РВС-10 000 листы днища, имевшие коррозионный износ 0,5 мм, хранение подвело. Примерно 25-30 % листов от общего количества. Многие бы плюнули, так как для центральной части днища в проекте взяты листы толщиной 5мм, т.е. допускается износ, согласно РД 08-95-95 - 2,5 мм, что там казалось бы те полмиллиметра. Не знаю на кой хрен поумничали проектировщики, но в проект вписали такие слова- "Расчетный срок службы резервуара - 20 лет. ...Допускаемый износ листов центральной части днища - 1 мм. ..." . Под предлогом, что Монтажник таким образом лишает Заказчика ( ЭО ) 10 лет расчетного срока службы, заставили заменить дефектные листы.
Так что уважаемый Иванченко А.В. бейтесь за каждый год.
Сами Вы как думаете,есть смысл подогревать без теплоизоляции?