Коррозионные повреждения
Для каждой категории облучаемых лиц устанавливают два класса нормативов: основные дозовые пределы и допустимые уровни, соответствующие основным дозовым пределам. В качестве основных дозовых пределов в зависимости от группы критических органов для категории А (персонал) устанавливают предельно допустимую дозу за календарный год —ПДЦ, а для категории Б (ограниченная часть населения) —предел дозы за календарный год — ПД (табл. 3.18). Основные дозовые пределы устанавливаются для индивидуальной максимальной эквивалентной дозы в критическом органе.
Проектирование защиты от ионизирующих излучений проводится с учетом категории облучаемых лиц и длительности облучения [6.7]. Для лиц, относящихся к категории А, проектная мощность эквивалентной дозы Р„ (эта доза в 2 раза меньше ПДД) на поверхности защиты не должна превышать 1,4 мбэр/ч (1,5 мР/ч) при 36-часовой рабочей неделе (а для категории Б - 0,12 мбэр/ч — при 41-часовой). Возможно увеличение указанных значений при ограничении времени пребывания работающих в радиационно-опасной зоне до 2,8 мбэр/ч при 18-часовой рабочей неделе.
НРБ—96 вводят следующие категории облучаемых лиц:
Нормы радиационной безопасности НРБ-76 устанавливают ПДД внешнего и внутреннего облучения в зависимости от групп критических органов и категории облучаемых лиц:
Предельно допустимые дозы, облучения и концентрации Р. И. Принятые в СССР радиологические нормативы основаны на опыте работы советских радиологов и на рекомендациях Международной комиссии по радиологической защите (МКРЗ — 1959). При этом выделяются три категории облучаемых лиц: А) подверженные профессиональному облучению (не моложе-18 лет), по условиям работы соприкасающиеся с источником ионизирующих излучений; Б) работающие в смежных помещениях и находящиеся в пределах санитарно-защитных зон, но не занятые непосредственно на работе с источниками ионизирующих излучений; В) все население (табл. 4).
Нормы радиационной безопасности НРБ-76 устанавливают ПДД внешнего и внутреннего облучения в зависимости от групп критических органов и категории облучаемых лиц:
Различные органы и ткани человека обладают неодинаковой радиочувствительностью. Их подразделяют на три группы критических органов. К I группе относят: все тело, гонады и красный костный мозг; ко II группе — мышцы, щитовидную железу, жировую ткань, печень, почки, селезенку, желудочно-кишечный тракт, легкие, хрусталик глаза и другие органы; кроме органов, относящихся к I и III группам; к III группе — кожный покров, костную ткань, кисти, предплечья, лодыжки и стопы. Для каждой категории облучаемых лиц установлены три вида нормативов: основные дозовые пределы, допустимые уровни и контрольные уровни.
Дозовые пределы нормируют в зависимости от категории облучаемых лиц и группы критических органов.
В НРБ-76 различают три категории облучаемых лиц:
Нормы радиационной безопасности НРБ-76 устанавливают ПДД внешнего и внутреннего облучения в зависимости от групп критических органов и категории облучаемых лиц:
Нормы содержат: Введение. I. Основные понятия, определение и терминология. II. Область применения норм. III. Категории облучаемых лиц и группы критических органов. IV. Предельно допустимые дозы (соматические). V. Облучение персонала. VI. Облучение отдельных лиц из населения. VII. Облучение всего населения. VIII. Приложение.
Максимальная надежность и безопасность эксплуатации резервуаров возможны только при полном устранении дефектов. Определить все дефекты резервуара можно только лишь после тщательной очистки его и осмотра. При внешнем осмотре резервуара определяют состояние поверхности основного металла листов и сварных швов. Осмотр позволяет выявить такие дефекты, как трещины, плены, коррозионные повреждения, волосовины, царапины (риски), расслоения, следы усадочной раковины, вмятины, неметаллические включения, заусеницы, оспины, рваные кромки, закаты и пр. Для внешнего осмотра используют лупы.
При внешнем осмотре необходимо обращать особое внимание на коррозионное состояние нижних и верхних поясов, поверхность днища, несущих элементов покрытия кровли. Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают неравномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречаются в нижней части высотой до-100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов,, кровли и ферм покрытия, поверхность которых постоянно контактирует с кислородом воздуха. При осмотре большое внимание следует уделять местам переменного уровня нефтепродукта^
С учетом потенциальной опасности должны устанавливаться максимально допустимые значения коррозионной стойкости применяемых материалов аппаратов и трубопроводов, крепежных и других деталей, работающих как в регламентированном режиме, так и при его нарушениях, приводящих к повышению агрессивности рабочей среды. В зависимости от этого должна быть регламентирована периодичность проверок состояния материала неразрушающими методами контроля. Опыт эксплуатации свидетельствует о том, что коррозионные повреждения материала становятся значительными в конце ресурса работы аппарата или трубопровода, например на трубопроводах жидких углеводородов — после 10—25 лет работы. Коррозионно-стойкие материалы должны подбираться с учетом характера технологического процесса и конкретных условий работы по рекомендациям, приведенным в справочной литературе, а также на основании систематических наблюдений.
5) коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;
При внешнем осмотре резервуара определяют состояние поверхности основного металла листов и сварных швов. Осмотр позволяет выявить такие дефекты, как трещины, плены, коррозионные повреждения, волосовины, царапины (риски), расслоения, следы усадочной раковины, вмятины, неметаллические включения, заусенцы, аспины, рваные кромки, закаты и пр. Для внешнего осмотра используют лупы.
Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают не* равномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречают» ся в нижней части высотой до 100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов, кровли и ферм покрытия, которые имеют постоянный контакт поверхности с кислородом воздуха. Большое значение следует уделять при осмотре местам переменного уровня нефтепродукта.
В процессе многолетней эксплуатации в нефтепроводах постепенно развиваются и накапливаются усталостные и коррозионные повреждения в виде уменьшения сечения стенок труб (общая коррозия), появления поверхностных и сквозных микропор (питтинговая коррозия), микротрещин, которые влияют на долговечность работы нефтепроводов. Наибольшую опасность представляют дефекты, имеющиеся в сварных соединениях труб нефтепроводов. Проведенные макроструктурные исследования сварных швов (материалом для исследования были образцы стали, вырезанные из различных участков линейной части труб нефтепроводов) показали, что наиболее опасными дефектами в корне швов, выполненных электродуговой сваркой (ЭДС), являются непровары, коррозионные язвы и поры (рис. 1, а, в). Для сварных швов, выполненных газопрессовой сваркой (ГПС), характерны смещения кромок (рис. 1. б). Эти дефекты при достижении критических размеров могут стать причиной внезапного разрушения металла трубы и отказа нефтепроводов.
В процессе многолетней эксплуатации в нефтепроводах постепенно развиваются и накапливаются усталостные и коррозионные повреждения в виде уменьшения сечения стенок труб (общая коррозия), появления поверхностных и сквозных микропор (питтинговая коррозия), микротрещин, которые влияют на долговечность работы нефтепроводов. Наибольшую опасность представляют дефекты, имеющиеся в сварных соединениях труб нефтепроводов. Проведенные макроструктурные исследования сварных швов (материалом для исследования были образцы стали, вырезанные из различных участков линейной части труб нефтепроводов) показали, что наиболее опасными дефектами в корне швов, выполненных электродуговой сваркой (ЭДС), являются непровары, коррозионные язвы и поры (рис. 1, а, в). Для сварных швов, выполненных газопрессовой сваркой (ГПС), характерны смещения кромок (рис. 1, б). Эти дефекты при достижении критических размеров могут стать причиной внезапного разрушения металла трубы и отказа нефтепроводов.
б) в сварных швах — дефекты сварки, трещины, надрывы, протравления; в заклепочных швах — трещины между заклепками, обрывы головки, следы пропусков, надрывы в кромках склепанных листов, коррозионные повреждения клепанных швов (зазоры под кромками склепанных листов и под заклепочными головками), особенно у сосудов с кислородом и щелочами;
Внутренние поверхности котла могут иметь коррозионные повреждения, главным образом в местах поступления питательной воды, слабой циркуляции воды и в местах отложения шлама. Коррозия наружных поверхностей наблюдается в местах соприкосновения с сырой кладкой, около люков из-за их неплотности и течи.
В сварных швах могут быть обнаружены дефекты сварки, трещины, надрывы, протравления. В заклепочных шв.ах бывают трещины между заклепками, обрывы головок, следы пропуска среды, надрывы в кромках листов, коррозионные повреждения (зазоры под кромками склепанных листов и под заклепочными головками), особенно у сосудов, у которых рабочей средой является щелочь или кислота.
 Читайте далее:
 Кратковременного использования
Кратковременном воздействии
Кратность воздухообмена
Кинетических закономерностей
Кислорода необходимо
Кислорода содержащегося
Кислородные соединения
Кислородных установок
Кислородного голодания
Кислотных аккумуляторов
Классифицировать следующим
Классификация производств
Криптонового концентрата
Клеймением следующие
Климатического исполнения
|
