Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2018/BGTVT về Thiết bị chịu áp lực trên phương tiện giao thông vận tải

• Số hiệu: QCVN67:2018/BGTVT
• Loại văn bản: Quy chuẩn
• Nơi ban hành: ***
• Người ký: ***
• Ngày ban hành: 07/08/2019

QCVN 67:2018/BGTVT

QUY CHUẨN KỸ THUẬT QUỐC GIA

VỀ THIẾT BỊ CHỊU ÁP LỰC TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG VẬN TẢI VÀ PHƯƠNG TIỆN, THIẾT BỊ THĂM DÒ, KHAI THÁC TRÊN BIỂN

National Technical Regulation

on Pressure Vessels of Means of Transportation and Offshore Installations

Lời nói đầu

Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về thiết bị chịu áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển QCVN 67:2018/BGTVT thay thế cho QCVN 67:2017/BGTVT do Cục Đăng kiểm Việt Nam biên soạn, Bộ Khoa học và Công nghệ thẩm định, Bộ Giao thông vận tải ban hành theo Thông tư số 27/2019/TT-BGTVT ngày 07 tháng 8 năm 2019.

...

...

...

VỀ THIẾT BỊ CHỊU ÁP LỰC TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG VẬN TẢI VÀ PHƯƠNG TIỆN, THIẾT BỊ THĂM DÒ, KHAI THÁC TRÊN BIỂN

National Technical Regulation

on Pressure Vessels of Means of Transportation and Offshore Installations

MỤC LỤC

PHẦN I. QUY ĐỊNH CHUNG

1 Phạm vi điều chỉnh

...

...

...

2 Đối tượng áp dụng

3 Giải thích từ ngữ

4 Tài liệu viện dẫn

PHẦN II. QUY ĐỊNH KỸ THUẬT

CHƯƠNG 1 QUY ĐỊNH CHUNG

...

...

...

I Quy định về thiết kế bình chịu áp lực

II Quy định về chế tạo bình chịu áp lực

III Quy định về vật liệu chế tạo bình chịu áp lực

IV Quy định về hàn và kiểm tra không phá hủy (NDT)

V Quy định riêng đối với bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông

...

...

...

CHƯƠNG 2 THIẾT KẾ, CHẾ TẠO CÁC LOẠI BÌNH CHỊU ÁP LỰC LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG CƠ GIỚI ĐƯỜNG BỘ

I Thiết kế, chế tạo bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

1 Quy định chung

2 Yêu cầu về thiết kế bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

3 Bình chịu áp lực thân hình trụ

...

...

...

4 Bình chịu áp lực thân hình cầu

5 Bình chịu áp lực hai vỏ

6 Bình chịu áp lực phi kim loại

II Bình chịu áp lực dùng để chứa khí, khí hóa lỏng dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

III Thiết kế, chế tạo các bộ phận chi tiết của bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

...

...

...

IV Thiết kế, chế tạo các thiết bị an toàn và phụ kiện của bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

V Thử nghiệm, kiểm tra bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

CHƯƠNG 3 BÌNH CHỊU ÁP LỰC TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG ĐƯỜNG SẮT

I Quy định chung

II Quy định về thiết kế, chế tạo

...

...

...

III Quy định về kiểm tra

IV Quy định về hiệu chuẩn các thiết bị an toàn, đo lường

CHƯƠNG 4 BÌNH CHỊU ÁP LỰC LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN, THIẾT BỊ THĂM DÒ, KHAI THÁC VÀ VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ TRÊN BIỂN

I QUY ĐỊNH CHUNG

II YÊU CẦU VỀ THIẾT KẾ VÀ CHẾ TẠO

...

...

...

III KIỂM TRA TRONG SỬ DỤNG, SỬA CHỮA VÀ HOÁN CẢI

PHẦN III. QUY ĐỊNH QUẢN LÝ

PHẦN IV. TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC CƠ QUAN, TỔ CHỨC CÁ NHÂN

PHẦN V. TỔ CHỨC THỰC HIỆN

PHỤ LỤC 1: QUY TRÌNH KIỂM ĐỊNH AN TOÀN KỸ THUẬT BÌNH CHỊU ÁP LỰC, LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG VẬN TẢI

...

...

...

QUY CHUẨN KỸ THUẬT QUỐC GIA

VỀ THIẾT BỊ CHỊU ÁP LỰC TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG VẬN TẢI VÀ PHƯƠNG TIỆN, THIẾT BỊ THĂM DÒ, KHAI THÁC TRÊN BIỂN

National Technical Regulation

on Pressure Vessels of Means of Transportation and Offshore Installations

PHẦN I: QUY ĐỊNH CHUNG

1  Phạm vi điều chỉnh

Quy chuẩn này quy định các yêu cầu về an toàn kỹ thuật và an toàn lao động tối thiểu trong thiết kế, chế tạo, xuất nhập khẩu, lắp đặt, sửa chữa, sử dụng, quản lý, kiểm tra, chứng nhận đối với các bình chịu áp lực có áp suất làm việc cao hơn 0,7 bar, không tính áp suất thủy tĩnh như sau:

1.1  Các bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ (bao gồm bình dùng để chuyên chở khí, khí hóa lỏng, chất lỏng và bình dùng để chứa khí, khí hóa lỏng dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ);

...

...

...

1.3  Các bình chịu áp lực lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác, vận chuyển dầu khí trên biển.

2  Đối tượng áp dụng

Quy chuẩn này áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân có liên quan đến thiết kế, chế tạo, xuất nhập khẩu, lắp đặt, sửa chữa, sử dụng, quản lý, kiểm tra, chứng nhận thử nghiệm các bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ, đường sắt và trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác, vận chuyển dầu khí trên biển có áp suất làm việc cao hơn 0,7 bar, không tính áp suất thủy tĩnh.

3  Giải thích từ ngữ

Trong Quy chuẩn này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

3.1  Bình chịu áp lực (sau đây ký hiệu là BCAL) là các bồn, bể, thùng dùng để chứa, chuyên chở khí, khí hóa lỏng, chất lỏng có áp suất làm việc cao hơn 0,7 bar, không tính áp suất thủy tĩnh; bình có dung tích từ 25 lít trở lên, tích số giữa dung tích (tính bằng lít) với áp suất (tính bằng bar) lớn hơn 200 lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ, đường sắt và lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác, vận chuyển dầu khí trên biển.

3.2  Bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ là BCAL dùng để chuyên chở khí, khí hóa lỏng, chất lỏng có áp suất làm việc cao hơn 0,7 bar, không tính áp suất thủy tĩnh lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ và BCAL dùng để chứa khí, khí hóa lỏng dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ.

3.3  Áp suất làm việc cho phép là áp suất lớn nhất mà thiết bị được phép làm việc lâu dài.

3.4  Áp suất thiết kế (P_tk) là áp suất do Cơ sở thiết kế quy định làm cơ sở tính sức bền các bộ phận của bình chịu áp lực. Áp suất này chưa kể đến áp suất thủy tĩnh tại điểm tính toán.

...

...

...

3.6  Ứng suất thiết kế là ứng suất cho phép lớn nhất sử dụng trong các công thức tính toán chiều dày tối thiểu hoặc kích thước của các bộ phận chịu áp lực.

3.7 Nhiệt độ thiết kế là nhiệt độ kim loại tại áp suất tính toán tương ứng được sử dụng để lựa chọn ứng suất thiết kế cho bộ phận của bình chịu áp lực được xem xét.

3.8  Nhiệt độ thiết kế nhỏ nhất của vật liệu là nhiệt độ nhỏ nhất đặc trưng của vật liệu. Nhiệt độ này được sử dụng trong thiết kế để lựa chọn vật liệu có độ dai va đập đủ để tránh nứt gãy, và là nhiệt độ tại đó vật liệu có thể được sử dụng với độ bền thiết kế đầy đủ.

3.9 Nhiệt độ làm việc lớn nhất là nhiệt độ lớn nhất của kim loại mà bộ phận được xem xét của bình chịu áp lực phải chịu trong điều kiện làm việc bình thường. Nhiệt độ này được xác định bởi các yêu cầu kỹ thuật của công nghệ sử dụng.

3.10  Nhiệt độ làm việc nhỏ nhất là nhiệt độ của kim loại mà bộ phận được xem xét của bình chịu áp lực phải chịu trong điều kiện làm việc bình thường. Nhiệt độ này được xác định bởi các yêu cầu kỹ thuật của công nghệ sử dụng hay nhiệt độ thấp nhất được chỉ định bởi người đặt hàng.

3.11  Chiều dày tính toán nhỏ nhất là chiều dày nhỏ nhất được xác định từ tính toán theo các công thức để chịu tải trước khi thêm vào phần bổ sung do ăn mòn hoặc các hệ số bổ sung khác.

3.12  Chiều dày cần thiết nhỏ nhất là chiều dày bằng chiều dày tính toán nhỏ nhất cộng với phần bổ sung thêm do ăn mòn.

3.13  Chiều dày danh nghĩa là chiều dày của vật liệu được chọn trong các cấp chiều dày thương mại có sẵn (có áp dụng các dung sai chế tạo đã được quy định).

3.14  Chiều dày thực là chiều dày của vật liệu sử dụng trong một bộ phận của bình chịu áp lực có thể được lấy theo chiều dày danh nghĩa, trừ đi dung sai chế tạo được áp dụng.

...

...

...

3.16  Cơ sở chế tạo (sản xuất) là tổ chức, công ty hoặc cá nhân chế tạo ra bình chịu áp lực.

3.17  Cơ sở thử nghiệm là các trung tâm, trạm thử, phòng thí nghiệm, có chức năng, năng lực đã được chứng nhận thực hiện kiểm tra, thử nghiệm bình chịu áp lực.

3.18  Tổ chức chứng nhận về hàn và kiểm tra không phá hủy (NDT ) là các tổ chức có chức năng chuyên ngành về hàn và NDT đã được Cơ quan Nhà nước có thẩm quyền cấp giấy chứng nhận để thực hiện các công việc liên quan đến đào tạo, kiểm tra, chứng nhận về hàn và NDT.

3.19  Chủ thiết bị là các tổ chức, cá nhân quản lý, khai thác sử dụng bình chịu áp lực.

3.20  Các bên có liên quan là người đặt hàng, người thiết kế, người chế tạo, cơ quan kiểm tra và thẩm định thiết kế, nhà cung cấp, người lắp đặt và chủ đầu tư.

3.21  Sản phẩm cùng kiểu là các sản phẩm cùng nhãn hiệu, thiết kế và có cùng thông số kỹ thuật được sản xuất trên cùng một dây chuyền công nghệ.

3.22  Giải thích từ ngữ riêng đối với phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác dầu khí trên biển.

3.22.1  Hoán cải là thay đổi ở bất kỳ bộ phận nào làm cho thiết kế bị ảnh hưởng tới khả năng chịu áp lực của bình chịu áp lực nằm ngoài khoảng giá trị được mô tả trong các báo cáo thông số hiện có.

3.22.2  Các vị trí kiểm soát trạng thái (CMLs) là các vị trí chỉ định trên bình chịu áp lực, nơi mà các cuộc kiểm tra chu kỳ được thực hiện để đánh giá trực tiếp trạng thái của bình. CMLs có thể có một hoặc nhiều điểm kiểm tra và sử dụng nhiều phương pháp kiểm tra căn cứ vào việc hư hỏng bộ phận được dự đoán trước để phát hiện ra hư hỏng ở xác suất cao nhất.

...

...

...

3.22.4  Ăn mòn cho phép là chiều dày vật liệu bổ sung để cho phép kim loại hao hụt do thời gian khai thác của bình.

3.22.5  Tốc độ ăn mòn là tốc độ hao hụt kim loại do xâm thực, xâm thực/ăn mòn, hoặc do phản ứng hóa học với môi trường bên trong và/hoặc bên ngoài bình.

3.22.6  Chuyên gia về ăn mòn là người, được chủ thiết bị chấp nhận, có hiểu biết và kinh nghiệm trong ăn mòn hư hỏng cơ học, luyện kim, lựa chọn vật liệu và các phương pháp kiểm soát ăn mòn.

3.22.7  Ăn mòn dưới lớp bọc (CUI) là tất cả các dạng CUI bao gồm ăn mòn ứng suất nứt và ăn mòn bên dưới lớp cách nhiệt.

3.22.8  Hư hỏng cơ học là bất kỳ loại hư hỏng nào bắt gặp trong công nghiệp hóa học và tinh chế mà có khẳ năng gây ra nứt/khuyết tật ảnh hưởng tới tính toàn vẹn của bình (ví dụ như ăn mòn, nứt, xâm thực, lõm, và các hư hỏng cơ học, vật lý khác, hoặc các tác động hóa học).

3.22.9  Khuyết tật là hư hỏng về hình dáng kích thước vượt quá tiêu chuẩn cho phép và do đó có thể loại bỏ.

3.22.10  Nhiệt độ thiết kế là nhiệt độ được sử dụng trong thiết kế bình theo bộ luật chế tạo áp dụng.

3.22.11  Hồ sơ bình chịu áp lực là các tài liệu bao gồm: kiểu bình; Mô tả thiết kế bình; Phụ kiện và lắp đặt bình; công chất sử dụng; Vận hành, bảo dưỡng, hoán cải, đánh giá lại và các hoạt động thử áp lực, đánh giá phù hợp (FFS); Đào tạo nhân lực; Kế hoạch kiểm tra, kết quả kiểm tra; NDT; Các quy trình để thực hiện các hoạt động đó, hoặc bất kỳ thông tin thích hợp khác để duy trì tính toàn vẹn và đảm bảo của bình.

3.22.12  Điểm kiểm tra là điểm ghi, điểm đo đạc hoặc điểm thử nghiệm (điểm thử nghiệm là thuật ngữ không sử dụng thay thế cho thử nghiệm cơ học hoặc vật lý. Ví dụ như thử độ bền kéo hoặc thử áp lực).

...

...

...

3.22.13  Kiểm tra bên ngoài là kiểm tra bằng mắt được thực hiện từ bên ngoài của bình để phát hiện các tình trạng mà có thể tác động tới khả năng duy trì tính toàn vẹn hoặc tình trạng của bình, bao gồm tính toàn vẹn của các kết cấu nâng đỡ (ví dụ như thang, bệ và kết cấu trợ giúp). Kiểm tra bên ngoài có thể được thực hiện khi bình đang hoặc ngừng hoạt động và có thể thực hiện đồng thời với kiểm tra hoạt động.

3.22.14  Kiểm tra bên trong là một cuộc kiểm tra được thực hiện từ bên trong bình bằng mắt thường và/hoặc các phương pháp NDT.

3.22.15  Đánh giá phù hợp cho hoạt động (FFS) là phương pháp mà các khuyết tật và hư hỏng khác hoặc các điều kiện hoạt động trong phạm vi bình được đánh giá để xác định tính toàn vẹn của bình cho tiếp tục hoạt động.

3.22.16  Ăn mòn tổng thể là ăn mòn nhiều hay ít phân bố đều nhau trên bề mặt kim loại.

3.22.17  Ăn mòn cục bộ là ăn mòn xảy ra trong ranh giới giới hạn hoặc vùng riêng biệt trên bề mặt kim loại của bình.

3.22.18  Vùng ảnh hưởng nhiệt là phần vật liệu cơ bản có các đặc tính cơ học hoặc cấu trúc vi mô bị thay đổi bởi nhiệt của đường hàn hoặc nhiệt khi cắt.

3.22.19  Bình chịu áp lực trong khai thác là bình chịu áp lực đã được đưa vào hoạt động, đối ngược với giai đoạn chế tạo mới trước khi đưa vào khai thác hoặc các bình giải bản. Một bình không hoạt động do ngừng sản xuất vẫn được coi là bình đang khai thác.

3.22.20  Kiểm tra trong khai thác là tất cả các hoạt động kiểm tra liên quan tới bình chịu áp lực khi nó được đưa vào khai thác nhưng trước khi nó được giải bản hoàn toàn.

3.22.21  Kiểm tra là đánh giá hoạt động, bên ngoài hoặc bên trong (hoặc kết hợp) tình trạng của bình.

...

...

...

3.22.23  Cửa sổ hoạt động toàn vẹn là các giới hạn xác định về các đặc tính công nghệ mà có thể ảnh hưởng tới tính toàn vẹn của thiết bị nếu như hoạt động công nghệ lệch với các giới hạn xác định trong khoảng thời gian được dự định trước đó.

3.22.24  Sửa chữa lớn là bất kỳ công việc nào không được coi là hoán cải mà loại bỏ hoặc thay thế một phần chính của thân bình không phải là vòi (ví dụ thay vỏ bình hoặc đỉnh, đáy bình). Nếu bất kỳ công việc phục hồi nào làm thay đổi nhiệt độ thiết kế, nhiệt độ cho phép nhỏ nhất (MAT), hoặc áp suất làm việc cho phép lớn nhất (MAWP), công việc đó phải được xem là hoán cải và phải thỏa mãn các yêu cầu về đánh giá lại.

3.22.25  Quản lý thay đổi (MOC) là hệ thống quản lý được ghi chép để xem xét và thẩm định các thay đổi (cả về hữu hình và cách thức) của bình trước khi thực hiện thay đổi. Quá trình MOC bao gồm việc quan tâm của người kiểm tra mà có thể cần thiết thay đổi kế hoạch kiểm tra như là kết quả của thay đổi.

3.22.26  Áp suất làm việc cho phép lớn nhất (MAWP) là áp suất đo tối đa cho phép trên đỉnh của bình tại vị trí hoạt động ở nhiệt độ xác định. Áp suất này được dựa vào các tính toán sử dụng chiều dày nhỏ nhất (hoặc chiều dày trung bình của các lỗ rỗ) đối với toàn bộ phần tử tới hạn của bình, (ngoại trừ chiều dày dự trữ ăn mòn) và được hiệu chỉnh bởi áp lực cột áp tĩnh áp dụng và các tải không áp (gió, động đất…). MAWP có thể xem trong thiết kế ban đầu hoặc được đánh giá lại thông qua đánh giá FFS.

3.22.27  Nhiệt độ vật liệu thiết kế nhỏ nhất/nhiệt độ cho phép nhỏ nhất (MDMT/MAT) là nhiệt độ vật liệu cho phép nhỏ nhất đối với vật liệu cho trước có chiều dày xác định dựa vào khả năng chống nứt của nó. Trong trường hợp MAT, nó có thể là một nhiệt độ đơn, hoặc là một dải nhiệt độ làm việc cho phép tương tự như áp lực. Nhìn chung, nhiệt độ tối thiểu mà tại đó tải đáng kể có thể được áp dụng cho bình như xác định trong bộ luật ASME Code sau đây gọi tắt là bộ luật. Nó cũng có thể đạt được thông qua đánh giá FFS.

3.22.28  Thành phần không chịu áp lực là các bộ phận của bình không chịu áp công nghệ (khay, đai khay, ống phân phối, van đổi hướng, các đai kẹp lớp bọc không có gia cường, kẹp).

3.22.29  Trạng thái hoạt động là tình trạng mà bình không sẵn sàng cho đợt kiểm tra bên trong. Xem kiểm tra ở trạng thái hoạt động.

3.22.30  Kiểm tra ở trạng thái hoạt động là một cuộc kiểm tra được thực hiện từ bên ngoài bình trong khi bình đang hoạt động sử dụng các quy trình NDT để xác định sự phù hợp của thân bình cho tiếp tục hoạt động.

3.22.31  Xử lý nhiệt sau hàn (PWHT) là xử lý bao gồm việc gia nhiệt toàn bộ kết cấu hàn hoặc bình tới nhiệt độ được đánh giá xác định sau khi hoàn thiện hàn để giảm bớt các ảnh hưởng bất lợi của nhiệt khi hàn, ví như giảm ứng suất dư, giảm độ cứng, tính ổn định hóa học và/hoặc thay đổi đặc tính.

...

...

...

3.22.33  Thử áp lực là thử nghiệm được thực hiện trên bình chịu áp lực trong khai thác và trải qua hoán cải hoặc sửa chữa thân bình để xác định rằng tính toàn vẹn của các bộ phận bình vẫn thỏa mãn với bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng. Thử áp lực có thể là thủy lực, khí hoặc là kết hợp cả hai. Thử áp lực với áp lực nhỏ hơn áp lực thử nêu trong bộ luật chế tạo để xác định xem có rò rỉ trong hệ thống hay không thường được gọi tắt là thử kín.

3.22.34  Sửa chữa là công việc cần thiết để phục hồi bình chịu áp lực về trạng thái phù hợp để hoạt động an toàn ở các điều kiện thiết kế. Nếu bất kỳ công việc phục hồi nào làm thay đổi nhiệt độ thiết kế, nhiệt độ vật liệu thiết kế nhỏ nhất (MDMT), hoặc MAWP, thì phải xem công việc đó là hoán cải và phải thỏa mãn các quy định về đánh giá lại. Bất kỳ hoạt động hàn, cắt hoặc mài trên các bộ phận chịu áp lực không được xem là hoán cải thì được coi là sửa chữa.

3.22.35  Chiều dày yêu cầu là chiều dày tối thiểu, không bao gồm dự trữ ăn mòn, của từng bộ phận của bình dựa vào các tính toán của bộ luật ASME, tiêu chuẩn, quy chuẩn thiết kế phù hợp và ứng suất cho phép của bộ luật mà xem xét tới các tải áp lực, cơ học và kết cấu. Hoặc chiều dày yêu cầu có thể được đánh giá và thẩm định lại bằng phân tích FFS thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1.

3.22.36  Đánh giá lại là thay đổi giá trị nhiệt độ thiết kế, MDMT hoặc MAWP của bình. Nhiệt độ thiết kế và MAWP của bình có thể tăng hoặc giảm do đánh giá lại. Việc giảm dưới các điều kiện thiết kế ban đầu là cách thức để tăng lượng ăn mòn dự trữ bổ sung.

3.22.37  Kiểm tra trên cơ sở rủi ro RBI là đánh giá nguy cơ và quy trình quản lý mà xem xét tới cả khả năng và hậu quả hư hỏng do hư hại vật liệu và được nêu trong kế hoạch kiểm tra về mất khả năng chứa của bình chịu áp trong hệ thống công nghệ do hư hại vật liệu. Các nguy cơ này được quản lý chủ yếu qua kiểm tra để tác động tới khả năng hư hỏng nhưng cũng có thể được quản lý thông qua nhiều phương pháp khác để kiểm soát khả năng và hậu quả của hư hỏng.

3.22.38  Hoạt động giống hoặc tương tự là bố trí mà có 2 hoặc nhiều hơn bình được lắp đặt song song, có thể so sánh được, hoặc hoạt động đồng nhất và các điều kiện môi trường và công nghệ của chúng nhất quán qua vài năm dựa vào các quy định kiểm tra để đánh giá rằng các hư hỏng cơ học mức độ hư hỏng có thể so sánh được.

3.22.39  Sửa chữa tạm thời là các sửa chữa bình chịu áp lực để phục hồi tính toàn vẹn cần thiết để tiếp tục hoạt động an toàn cho tới khi các sửa chữa cố định được thực hiện.

3.22.40  Thử nghiệm là thử áp lực bằng khí hoặc thủy lực hoặc kết hợp khí/thủy lực, hoặc là thử cơ học để xác định các dữ liệu như độ cứng, độ bền và độ dai va đập của vật liệu. Thử nghiệm không bao gồm các phương pháp kiểm tra không phá hủy như kiểm tra bằng chụp ảnh bức xạ (RT), kiểm tra bằng siêu âm (UT), kiểm tra bằng từ tính (MT), kiểm tra bằng thẩm thấu (PT).

3.22.41  Thử kín là thử áp lực sau khi bảo dưỡng hoặc sửa chữa để xác định rằng bình chịu áp lực không bị rỏ rỉ với áp lực thử không lớn hơn MAWP theo xác định của chủ thiết bị.

...

...

...

4  Tài liệu viện dẫn

-  TCVN 8366:2010 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu về thiết kế và chế tạo

-  TCVN 7466:2005 - Phương tiện giao thông đường bộ - Bộ phận của Hệ thống nhiên liệu khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) dùng cho xe cơ giới

- TCVN 7704: Nồi hơi - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về thiết kế, kết cấu, chế tạo, lắp đặt, sử dụng, và sửa chữa

-  TCVN 6155:1996 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về lắp đặt sử dụng sửa chữa

-  TCVN 6156:1996 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về lắp đặt sử dụng sửa chữa - Phương pháp thử

-  TCVN 6008:2010 - Thiết bị áp lực - Mối hàn - Yêu cầu kỹ thuật và phương pháp thử

-  QCVN 71:2014/BGTVT - Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về vật liệu và hàn bình chịu áp lực trong giao thông vận tải

-  ISO 11439:2000 - Gas cylinders - High pressure cylinders for the on-board storage of natural gas as a fuel for automotive vehicles

...

...

...

-  ECE/324/R.67 - Agreement Concerning the Adoption of Uniform Technical Prescriptions for Wheeled Vehicles, Equipment and Parts which can be Fitted and/or be Used on Wheeled Vehicles and the Conditions for Reciprocal Recognition of Approvals Granted on the Basis of these Prescriptions*

-  AS/NZS 3509:1996 - LP Gas fuel vessels for automotive use

-  ASME - American Society of Mechanical Engineers

-  Quy định UNECE No.110 “Quy định thống nhất về việc phê duyệt của:

(i) Phê duyệt linh kiện của xe lắp động cơ sử dụng nhiên liệu khí thiên nhiên nén (CNG) hoặc khí thiên nhiên lỏng (LNG);

(ii) Xe với các yêu cầu lắp đặt các linh kiện đã được phê duyệt kiểu loại sử dụng khí thiên nhiên nén (CNG) và/hoặc khí thiên nhiên lỏng (LNG) trong động cơ của chúng”

Uniform provisions concerning the approval of:

(i) Specific components of motor vehicles using compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system;

(ii) Vehicles with regard to the installation of specific components of an approved type for the use of compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system).

...

...

...

-  API 572 - Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers, and Condensers)

-  API 579-1/ASME FFS-1 2007 - Fitness-For-Service

-  API 580 - Risk-based Inspection

-  API 581 - Risk-Based Inspection Technology

PHẦN II: QUY ĐỊNH KỸ THUẬT

CHƯƠNG 1  QUY ĐỊNH CHUNG

I  Quy định về thiết kế bình chịu áp lực

1  Việc thiết kế các bình chịu áp lực phải tuân thủ yêu cầu cho từng loại bình chịu áp lực được lắp đặt trên từng loại phương tiện cụ thể tại Phần II của Quy chuẩn này.

2  Áp suất thiết kế cho bình chịu áp lực chứa khí hóa lỏng

...

...

...

(1)  Áp suất tại điều kiện vận hành khắc nghiệt nhất, ngoại trừ cháy và các tình huống bất thường khác.

(2)  Áp suất hơi của chất lỏng chứa bên trong tại nhiệt độ làm việc cao nhất theo nhiệt độ làm việc cao nhất cho bình chịu áp lực chứa khí hóa lỏng. Phải tính dự phòng áp suất riêng phần của các khí khác hoặc tạp chất trong thiết bị áp lực có thể làm tăng áp suất tổng.

Chú thích: Thiết kế cũng cần đảm bảo rằng tại nhiệt độ làm việc cao nhất, tỉ lệ điền đầy phải sao cho pha lỏng trong quá trình giãn nở nhiệt sẽ không hoàn toàn làm đầy bình chịu áp lực và không gian hơi phải không bị nén đến mức áp suất riêng phần của các khí trơ gây ra rò lọt qua các van an toàn.

3  Nhiệt độ làm việc cao nhất cho bình chịu áp lực chứa khí hóa lỏng

 Nhiệt độ làm việc cao nhất phải lấy bằng giá trị lớn trong các giá trị sau:

(1)  Nhiệt độ lớn nhất theo đó môi chất chứa phải chịu được bởi quá trình công nghệ dưới điều kiện hoạt động khắc nghiệt nhất.

(2)  Nhiệt độ cao nhất mà chất lỏng chứa bên trong có thể đạt được do điều kiện môi trường.

II  Quy định về chế tạo bình chịu áp lực

1  Các bình chịu áp lực được chế tạo phải đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng, an toàn kỹ thuật và tuân thủ đúng thiết kế được thẩm định.

...

...

...

-  Tên cơ sở chế tạo;

-  Năm sản xuất;

-  Ký hiệu và nhãn hiệu;

-  Dung tích thiết kế;

-  Áp suất và nhiệt độ thiết kế;

-  Áp suất và nhiệt độ làm việc.

III  Quy định về vật liệu chế tạo bình chịu áp lực

 Vật liệu sử dụng chế tạo bình chịu áp lực phải phù hợp thiết kế được thẩm định, các quy định của quy chuẩn, tiêu chuẩn tương ứng áp dụng để chế tạo bình chịu áp lực trong từng loại phương tiện giao thông cơ giới đường bộ, đường sắt và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác, vận chuyển dầu khí trên biển.

IV  Quy định về hàn và kiểm tra không phá hủy (NDT)

...

...

...

2  Chất lượng mối hàn bình chịu áp lực sau khi hàn xong phải được kiểm tra và thử bằng phương pháp kiểm tra NDT tương ứng.

3  Nhân viên kiểm tra NDT, giám sát viên hàn và thợ hàn các loại bình chịu áp lực phải do cơ quan đăng kiểm cấp giấy chứng nhận thực hiện.

4  Tùy thuộc vào từng loại bình chịu áp lực và yêu cầu kiểm tra, các phương pháp kiểm tra không phá hủy được áp dụng như sau:

Các phương pháp kiểm tra

Khuyết tật

Đo chiều dày

Bề mặt

Kiểm tra bằng mắt thường

x

...

...

...

Kiểm tra từ tính

x

Kiểm tra thẩm thấu chất lỏng

x

...

...

...

x

x

Kiểm tra chụp tia bức xạ

x

Kiểm tra bằng dòng điện xoáy

...

...

...

5  Ký hiệu các phương pháp kiểm tra NDT

VT:  Visual Testing - Kiểm tra bằng trực quan

RT:  Radiographic Testing - Kiểm tra bằng chụp ảnh bức xạ

UT:  Ultrasonic Testing - Kiểm tra bằng siêu âm

MT:  Magnetic particle Testing - Kiểm tra bằng từ tính

PT:  Penetrant Testing - Kiểm tra bằng thẩm thấu

ET:  Eddy current Testing - Kiểm tra bằng dòng điện xoáy

V  Quy định riêng đối với bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông

...

...

...

2  Những quy định của Quy chuẩn này chỉ đề cập đến các yêu cầu tối thiểu đối với bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa và bao gồm các phần tử gắn kết trực tiếp với bình. Các yêu cầu này chỉ liên quan đến tính năng về bình chịu áp lực. Quy chuẩn này không đề cập đến các yêu cầu cụ thể liên quan tới các tính năng của phương tiện chuyên chở.

3  Kích thước phủ bì, tải trọng chuyên chở của bình chịu áp lực phải đảm bảo không vượt quá giới hạn kích thước, tải trọng cho phép theo quy định đối với phương tiện giao thông được lắp đặt.

4  Các bình chịu áp lực phải được lắp chắc chắn, cố định nằm song song với khung của phương tiện giao thông được lắp đặt. Kết cấu của bình chịu áp lực phải cứng, bền chắc, đảm bảo không thay đổi dung tích khi đong chứa và vận chuyển, chịu được áp suất dư không nhỏ hơn 0,8 bar.

5  Bên trong các bình chịu áp lực không được có các kết cấu làm cản trở việc thoát hết không khí khi đổ chất lỏng vào và cản trở thoát chất lỏng khi xả chất lỏng ra.

6  Các bình chịu áp lực được làm bằng vật liệu kim loại hoặc phi kim loại, phải sơn lớp bảo vệ mặt ngoài.

7  Các bình chịu áp lực cho phép có nhiều ngăn riêng biệt, kích thước phủ bì và tổng tải trọng của dung tích các ngăn dùng để chuyên chở không vượt quá tải trọng và kích thước cho phép của phương tiện giao thông được lắp đặt. Những ngăn dùng để chuyên chở phải có cửa nạp, van xả riêng và phải thoả mãn các yêu cầu của phần này như một bình chịu áp lực độc lập.

8  Các bình chịu áp lực phải có cầu thang thuận tiện cho việc lên xuống khi vận hành các phần phía trên của nó.

9  Đối với bình chịu áp lực chuyên chở, chứa nhiên liệu dễ cháy nổ:

(1)  Trên hai bên sườn và đáy sau bình chịu áp lực phải ghi chữ "CẤM LỬA". Chiều cao chữ không được nhỏ hơn 200 mm.

...

...

...

(3)  Các bình chịu áp lực chứa, chuyên chở xăng dầu phải có xích tiếp đất. Xích tiếp đất phải đủ dài, có thể điều chỉnh được sao cho luôn luôn có ít nhất 2 mắt chạm đất. Vật liệu làm xích và kích thước của xích phải đảm bảo sự tích điện ở bình chịu áp lực khi vận hành dưới mức nguy hiểm cho phép.

10  Cho phép bố trí các hộp, ống ở hai bên thành phương tiện giao thông được lắp đặt bình chịu áp lực để chứa đựng, bảo quản các ống dẫn, phụ tùng.

11  Không được hàn thêm trên thân bình chịu áp lực các giá đỡ để chứa những hàng hóa không thuộc quy định vận chuyển của phương tiện giao thông được lắp đặt.

12  Các bình chịu áp lực lắp trên các phương tiện giao thông dùng để đong và vận chuyển phải tuân thủ theo quy định của pháp luật về đo lường.

13  Kích thước hình học của bình chịu áp lực được chọn phù hợp với kích thước khung của phương tiện giao thông được lắp đặt, trọng tâm của phương tiện và tải trọng cho phép.

14  Tùy theo chức năng của từng loại bình chịu áp lực lắp trên các phương tiện giao thông phải có các cơ cấu, bộ phận đảm bảo an toàn và xả phù hợp.

15  Miệng của các bình chịu áp lực phải ở vị trí cao nhất và có nắp đậy kín. Vòng đệm giữa nắp bình chịu áp lực và cổ phải làm bằng vật liệu chịu được sự ăn mòn của môi chất. Nắp bình chịu áp lực được bắt chặt vào cổ bằng kết cấu bulông, trong đó phải có ít nhất 2 bulông bố trí đối diện nhau qua tâm có sẵn lỗ để xâu dây niêm phong kẹp chì.

16  Cửa nhập môi chất được bố trí trên nắp bình chịu áp lực có đường kính lỗ không nhỏ hơn 200 mm. Kết cấu nắp đậy cửa nhập phải bảo đảm kín, đóng mở dễ dàng, có kết cấu thích hợp để khóa hoặc niêm phong, kẹp chì. Vòng đệm phải làm bằng vật liệu chịu ăn mòn, không phát tia lửa khi đóng mở.

17  Trên nắp bình chịu áp lực cho phép bố trí cửa quan sát riêng. Kết cấu của nó phải đảm bảo kín và có nắp bảo vệ.

...

...

...

 Trường hợp không có cửa quan sát riêng thì phải bố trí cửa nhập hợp lý để làm được cả chức năng của cửa quan sát.

19  Bình chịu áp lực chứa, chuyên chở chất lỏng có dung tích lớn phải có các tấm chắn sóng gắn chặt bên trong. Sự sắp xếp bố trí các tấm chắn sóng phải đảm bảo loại trừ được các túi khí tạo ra ở các góc giữa tấm chắn sóng và thân bình chịu áp lực, cũng như thoát được hết chất lỏng khi xả ra ngoài.

20  Bình chịu áp lực chứa, chuyên chở chất lỏng phải có cơ cấu thoát khí đảm bảo loại trừ các túi khí khi chứa đầy chất lỏng. Cơ cấu thoát khí gồm 2 đoạn ống dẫn khí bằng kim loại đường kính trong không nhỏ hơn 10 mm, được bố trí nằm sát và dọc theo đường sinh cao nhất bên trong hoặc bên ngoài bình chịu áp lực sao cho một đầu ống cách đáy một khoảng (20 ÷ 30) mm đầu kia ở trong cổ bình chịu áp lực và cao hơn tấm mức một khoảng không nhỏ hơn 100 mm.

21  Nếu cổ bình chịu áp lực hàn sâu vào trong thân bình chịu áp lực thì ở vị trí có ống dẫn khí đi qua phải có một cửa sổ với chiều rộng không nhỏ hơn 150 mm, chiều cao sát với đường sinh cao nhất.

22  Đặt đầu ống xả của bình chịu áp lực phải có cấu trúc hợp lý, bố trí thuận tiện nhất với mục đích sử dụng, phải có độ nghiêng cần thiết đảm bảo xả hết lượng môi chất trong bình chịu áp lực. Van xả phải kín, bố trí thuận tiện để thao tác, có kết cấu thích hợp cho việc niêm phong kẹp chì.

23  Bầu lắng cặn của bình chịu áp lực phải ở vị trí thấp nhất, đặt trước hoặc cùng vị trí đặt đầu đoạn ống xả. Bầu lắng cặn cần phải có kết cấu đảm bảo tháo hết lượng chất lỏng cuối cùng của bình chịu áp lực, và phù hợp cho việc niêm phong kẹp chì.

24  Tải trọng

 Các tải trọng được xem xét trong thiết kế bình chịu áp lực phải bao gồm những tải trọng có liên quan sau:

(1)  Áp suất thiết kế trong hoặc ngoài (hay cả hai).

...

...

...

(3)  Lực do trọng lực tiêu chuẩn tác động lên khối lượng của bình chịu áp lực và phần chứa thông thường trong thời gian hoạt động và trong các điều kiện thử nghiệm bao gồm các điều kiện của áp suất giảm và áp suất không, nếu có thể áp dụng.

(4)  Tải trọng tăng thêm do các bình chịu áp lực khác, lớp lót, bảo ôn, thiết bị vận hành, sàn thao tác, tuyết, nước, băng và những thứ khác.

(5)  Tải trọng gió.

Chú thích: Trong tính toán sự phù hợp của thiết kế cho thử áp lực thủy tĩnh, chỉ cần tính 75% tải trọng do gió gây ra cần được tính hoạt động đồng thời với các tải trọng khác.

25  Đối với phương tiện vận chuyển hành khách, các bình áp lực phải lắp đặt tại các khoang riêng biệt với khoang hành khách. Việc đào thải từ nút nóng chảy phải được dẫn bằng ống ra khí quyển, không được ảnh hưởng tới khoang hành khách.

CHƯƠNG 2  THIẾT KẾ, CHẾ TẠO CÁC LOẠI BÌNH CHỊU ÁP LỰC LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG CƠ GIỚI ĐƯỜNG BỘ

I  Thiết kế, chế tạo bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

1  Quy định chung

1.1  Bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ khi thiết kế, chế tạo phải tuân thủ theo các quy định ở mục 3.26 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010 (Các bình có thể vận chuyển) và các quy định của Quy chuẩn này.

...

...

...

2  Yêu cầu về thiết kế bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

2.1  Các van an toàn sẽ được định cỡ cụ thể đối với tính toàn vẹn của phần bảo ôn trong các tai nạn và trong các điều kiện hỏa hoạn. Phải bố trí sao cho có thể bảo vệ các van an toàn không bị hư hại do phương tiện chuyên chở bị lật.

2.2  Áp suất thiết kế

2.2.1  Các bình có thể vận chuyển có một vỏ và không bảo ôn và các bộ phận áp lực liên quan phải có áp suất thiết kế không nhỏ hơn áp suất thiết kế được quy định trong tiêu chuẩn áp dụng, và khi áp suất này không được quy định thì phải là giá trị lớn hơn trong các giá trị sau:

(1)  700 kPa; và

(2)  Áp suất hóa hơi của môi chất tại nhiệt độ làm việc lớn nhất của môi chất được quy định áp suất hóa hơi tại 50°C cho các bình có dung tích lớn hơn 500 lít và tại 46°C cho các bình có dung tích lớn hơn 2000 lít.

2.2.2  Đối với các bình có khả năng vận chuyển được bọc cách nhiệt hoàn toàn và được bảo vệ bên ngoài tốt, áp suất thiết kế phải không thấp hơn giá trị lớn hơn trong các giá trị sau:

(1)  170 kPa; và

(2)  Áp suất hóa hơi của môi chất tại nhiệt độ làm việc lớn nhất của môi chất, thường được xác định bởi áp suất đặt của thiết bị xả áp (van an toàn).

...

...

...

 Không được bố trí các lỗ khoét trên vòng ngoài của thành hình trụ trong khu vực 30° bên trên đường tâm nằm ngang, trừ khi lỗ được bố trí trong hốc lõm. Hốc lõm này phải đảm bảo rằng tất cả các van an toàn và các phụ kiện khác nằm trong đường bao thân trụ được bảo vệ khỏi phá hủy do lăn bình.

 Các bình chứa clo hoặc các chất độc hại hơn chỉ được phép có một cửa chui người. Cửa chui người và nắp cửa phải nằm bên trong phần bao bọc của bình.

2.4  Tính toán

 Tính toán phải tính đến tác động kết hợp của các tải trọng áp suất (cả ứng suất theo chiều dọc và theo chu vi), các tải xoắn, cắt, uốn và tải trọng gia tốc của bình (cả phía trước và phía sau). Cần xem xét đến các ảnh hưởng của độ biến thiên nhiệt và độ mỏi.

 Thiết kế bình phải bao gồm việc tính toán các ứng suất tương đương được tạo ra bởi áp lực thiết kế, trọng lượng môi chất, trọng lượng của các kết cấu được đỡ bởi thành bình, các tải trọng và ảnh hưởng của sự biến thiên nhiệt độ gây ra từ các môi chất chứa trong bình và mức lớn nhất nhiệt độ xung quanh. Khi sử dụng các vật liệu không giống nhau, thì các hệ số nhiệt của chúng phải được sử dụng trong tính toán ứng suất nhiệt, các ứng suất xuất hiện tại chân đế, bệ đỡ hoặc các kết cấu đỡ khác.

2.5  Ứng suất kết hợp

 Các ứng suất tương đương từ các tải trọng tĩnh hoặc động dưới đây, hoặc sự kết hợp của chúng khi có thể xảy ra cùng thời điểm phải được kiểm tra theo quy trình.

(1)  Ứng suất theo chu vi được tạo ra bởi áp lực trong hoặc ngoài (hoặc cả hai).

(2)  Ứng suất kéo theo chiều dọc được tạo ra bởi áp suất trong.

...

...

...

(4)  Ứng suất kéo hoặc nén được tạo ra bởi mômen uốn do lực giảm tốc bằng hai lần trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải, tác động độc lập với hệ thống giảm xóc tại mặt đường.

 Đối với các bình có tấm ngăn bên trong, lực giảm tốc có thể giảm ‘0,25g’ cho mỗi tấm ngăn nhưng không có trường hợp nào tổng lượng giảm của lực giảm tốc vượt quá ‘1g’.

(5)  Ứng suất kéo hoặc nén được tạo ra bởi tải trọng dọc trục do lực gia tốc bằng trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải, tác động lên trục ngang của bánh xe thứ năm đỡ bình, nếu có sử dụng.

(6)  Ứng suất kéo hoặc nén được tạo ra bởi mômen uốn do lực gia tốc bằng trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải, tác động lên trục ngang của bánh xe thứ năm đỡ bình, nếu có sử dụng.

(7)  Ứng suất kéo hoặc nén được tạo ra bởi mômen uốn do lực thẳng đứng bằng ba lần trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải.

(8)  Ứng suất cắt được tạo ra bởi lực thẳng đứng bằng ba lần trọng lượng tĩnh của bình và môi chất trong bình.

(9)  Ứng suất cắt bên được tạo ra bởi lực gia tốc bên có thể tạo ra đảo lật, nhưng không nhỏ hơn 0,75 lần trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải tác động trên mặt đường.

(10)  Ứng suất cắt xoắn được tạo ra bởi lực gia tốc bên có thể tạo ra đảo lật, nhưng không nhỏ hơn 0,75 lần trọng lượng tĩnh của bình chứa đầy tải tác động trên mặt đường.

3  Bình chịu áp lực thân hình trụ

...

...

...

4  Bình chịu áp lực thân hình cầu

Chiều dày tối thiểu của các thân hình cầu và các bộ phận hình cầu của bình chịu áp lực bên trong phải không nhỏ hơn các giá trị được xác định trong mục 3.7, 3.4 và 3.8 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010.

5  Bình chịu áp lực hai vỏ

Các bình hai vỏ phải được thiết kế, chế tạo theo các yêu cầu đưa ra trong mục 3.23 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010 và các yêu cầu liên quan trong Quy chuẩn này.

Các loại bình chịu áp lực hai vỏ có phần vỏ bao gồm các bình được bao bọc bởi thân hoặc đáy như minh họa trong Hình 1. Các phần vỏ, như chỉ ra trong Hình 1 phải không đứt quãng theo chu vi bình đối với kiểu 1, 2, 4 và 5; và phải tròn theo mặt cắt ngang đối với kiểu 3.

Cho phép sử dụng kết hợp các kiểu này trên bình đơn miễn là đáp ứng được các yêu cầu riêng biệt cho mỗi loại. Các vỏ dập sóng không đề cập trong mục này.

Phần vỏ của bình được xác định gồm thành trong và thành ngoài, các vành chặn vỏ, và tất cả các chi tiết xuyên qua hoặc các bộ phận khác trong phần vỏ chịu ứng suất. Các bộ phận như các ống nhánh, các phần tử chặn, các vòng tăng cứng, vòng đỡ cũng thuộc phạm vi phần vỏ.

...

...

...

Hình 1. Một số kiểu cho phép của bình hai vỏ

Ảnh hưởng của các lực nội tại bên trong và bên ngoài cùng với độ giãn nở nhiệt phải được xem xét. Phải đặt các tấm và vách ngăn va đập tại đầu vào phần vỏ, nơi có thể xảy ra ăn mòn của bình và vách của vỏ do sự ngưng tụ của hơi nước hoặc các hơi ngưng tụ khác.

6  Bình chịu áp lực phi kim loại

Phần này áp dụng cho các bình chịu áp lực bình phi kim loại hoặc cho các bộ phận chịu áp lực của bình làm bằng chất dẻo (plastic), chất dẻo được tăng cứng bằng sợi, thủy tinh hoặc bất cứ vật liệu phi kim nào khác, trừ gioăng đệm.

Các bình phi kim loại phải thỏa mãn các quy định chung của Quy chuẩn này và chúng phải thỏa mãn các yêu cầu sau:

(1)  Các yêu cầu của Quy chuẩn có liên quan;

(2)  Thiết kế kỹ thuật cụ thể và tiêu chuẩn, quy chuẩn có thể áp dụng;

(3)  Tất cả các điều kiện được thống nhất bởi các bên liên quan.

...

...

...

1  Các bình chịu áp lực dùng để chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG), khí thiên nhiên nén (CNG) dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ khi thiết kế, chế tạo phải tuân thủ các yêu cầu quy định tại quy chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn quốc gia của Việt Nam, tiêu chuẩn quốc tế tương ứng như TCVN 7466:2005, TCVN 6156:1996, ISO 11439:2000, IEC 60529 (2001), ECE/324/R.67, AS/NZS 3509:1996, UNECE No.110 có liên quan.

2  Các bình chịu áp lực dùng để chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG), khí thiên nhiên nén (CNG) dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ phải được chế tạo đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng, an toàn kỹ thuật và thiết kế được thẩm định.

3  Vật liệu được sử dụng để chế tạo vỏ bình chứa chịu ứng suất phải bằng thép theo quy định của tiêu chuẩn có các đặc tính tương đương.

4  Các phần của thân bình và tất cả bộ phận hàn vào thân bình phải được làm bằng các vật liệu cùng loại.

5  Nhiệt độ làm việc cho phép của bình chứa phải từ -20^oC đến 65^oC.

III  Thiết kế, chế tạo các bộ phận chi tiết của bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

1  Đáy côn và đoạn côn chịu áp suất trong

 Đáy côn hoặc đoạn côn chịu áp suất trong phải được thiết kế, chế tạo phù hợp với mục 3.10. của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010.

 Chiều dày tính toán nhỏ nhất phải tăng lên khi cần để đáp ứng các yêu cầu trong 3.4.2 và 3.4.3 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010 và để đáp ứng những tải trọng thích hợp.

...

...

...

2  Đáy côn và đoạn côn chịu áp suất ngoài

Chiều dày tính toán nhỏ nhất của đáy côn và đoạn côn chịu áp suất ngoài, tức là chịu trên mặt lồi, phải không nhỏ hơn giá trị cần thiết nêu trong 3.11.2 và không được nhỏ hơn giá trị yêu cầu trong 3.10 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010 với áp suất trong bằng giá trị áp suất ngoài.

Chiều dày tính toán nhỏ nhất phải tăng lên khi cần thiết để đáp ứng yêu cầu nêu trong 3.4.2 và 3.4.3 và để đáp ứng những tải trọng khác nêu trong 3.2.3 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010.

3  Đáy cong chịu áp suất trong

Các đáy cong không được giằng có dạng cầu, elip, chỏm cầu chịu áp suất trong (tức là áp suất tác dụng lên mặt lõm), phải được thiết kế theo như 3.12 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010. Các đáy được làm bằng thép nhóm F và G phải có dạng cầu hoặc elip.

4  Chiều dày đáy

Chiều dày tính toán nhỏ nhất của các đáy phải được tính toán theo mục 3.12.5 của tiêu chuẩn TCVN 8366:2010.

5  Các kết cấu chung

Các kết cấu không chịu áp lực bên trong và bên ngoài, và các phụ kiện gắn vào bình sẽ được thiết kế theo yêu cầu kỹ thuật và phải được lắp đặt xa nhất có thể để không tạo ra bất kỳ tải trọng tập trung cục bộ nào lên thành bình.

...

...

...

Các tai móc, các vành, các vấu và các chi tiết tương tự phải được thiết kế để xả được nước từ các chi tiết gắn vào bình. Cần tránh các khoang trống và khe hở có thể giữ chất lỏng và gây ra ăn mòn.

6  Các kết cấu bên trong

Các kết cấu bên trong phải được thiết kế để tránh hỏng hóc khi vận hành và nên đặt trên đỉnh của các giá đỡ thay vì được treo trên giá đỡ. Các giá đỡ và kết cấu như vậy phải được làm bằng vật liệu chịu ăn mòn đối với môi trường làm việc, hoặc phải có dự phòng cho ăn mòn tại những chỗ có khả năng bị ăn mòn.

Đối với các kết cấu có thể dễ dàng thay thế thì dự phòng cho ăn mòn không cần thiết như dự phòng đối với bình chịu áp lực.

7  Phương pháp gắn kết chung

Các vấu, kẹp hoặc các giá đỡ cho các kết cấu, lớp lót, bảo ôn, thiết bị hoạt động và đường ống có thể được gắn vào bên trong hoặc bên ngoài bình chịu áp lực, miễn là phải được tính toán để tránh các ứng suất quá mức hoặc biến dạng thành bình trong các điều kiện vận hành.

Các vấu, kẹp hoặc các giá đỡ được hàn vào thành bình chịu áp lực phải có kích cỡ đủ lớn để ngăn ngừa vượt quá ứng suất và không nên lớn hơn hai lần chiều dày thành bình.

Các chốt hàn chịu lực chỉ có thể được sử dụng cho các chi tiết không chịu áp lực gắn vào các bộ phận chịu áp lực và theo sự thống nhất giữa các bên liên quan.

Các chi tiết được hàn vào phải được thiết kế đối với các bộ phận chịu áp lực, phải là mối hàn liên tục.

...

...

...

Tất cả các bình chịu áp lực (trừ các bình chịu áp lực được cho phép không cần cửa kiểm tra) phải có cửa kiểm tra thích hợp để cho phép kiểm tra bằng mắt và làm sạch các bề mặt bên trong. Khi cần thiết thì phải có thiết bị cho phép vào được bên trong.

Các cửa chui người phải bố trí để người kiểm tra vào trong một cách dễ dàng và phải an toàn và sẵn sàng để đưa người ra.

8.1  Các bình chịu áp lực không cần cửa kiểm tra

Các bình chịu áp lực không cần cửa kiểm tra khi:

(1)  Chúng được thiết kế, chế tạo và lắp đặt sao cho có thể tháo dỡ dễ dàng để cho phép kiểm tra bằng mắt và làm sạch tất cả các bề mặt chịu ứng suất; hoặc

(2)  Chúng được thiết kế và sử dụng mà sự kiểm tra bằng mắt không thực hiện được và áp dụng một phương pháp khác thay thế để đánh giá mức độ hư hỏng.

8.2  Cửa chui người đối với các bình chứa khí không an toàn

Các bình chứa, tại thời điểm yêu cầu phải chui vào trong, có khả năng chứa khí không an toàn, như khí bẩn hoặc thiếu ôxi, phải được lắp với ít nhất 1 cửa chui người có kích thước nhỏ nhất như sau:

(1)  Đối với các bình đặt cố định - không nhỏ hơn 450 mm x 400 mm (elip) hoặc 450 mm (tròn);

...

...

...

Chú thích: Các phương tiện giúp chui vào hoặc chui ra khỏi bình cần đảm bảo dễ dàng (không bị cản trở). Theo đó, khi các khí bẩn hoặc công việc thực hiện trong bình có thể cần đến các đường đi điện, các vòi, hay các ống thông gió, các đường tương tự qua cửa kiểm tra, thì nên xem xét có thêm một cửa thứ hai.

8.3  Kích thước của các cửa

Các kích thước nên dùng của các cửa kiểm tra được quy định tại Bảng 1.

Bảng 1. Kích thước của các cửa kiểm tra

 Kích thước tính bằng milimét (mm)

Loại

Các cửa tròn (đường kính)

Các cửa elip

(trục lớntrục nhỏ)

...

...

...

Lỗ quan sát

30

40

50

-

-

-

30

40

...

...

...

Lỗ thò tay

75

100

125

150

200

90  63

115  90

150  100

...

...

...

225  180

50

50

63

75

100

Lỗ thò đầu

Lớn nhất = 300

Nhỏ nhất = 290

...

...

...

Nhỏ nhất = 310 210

100

Lỗ chui người^(2)

400

450

500

400300

450400

-

...

...

...

245

300

Chú thích:

(1)  Chiều sâu của lỗ khoét là khoảng cách nhỏ nhất từ bề mặt ngoài của lỗ khoét tới bề mặt trong của lỗ khoét. Cho phép nội suy tuyến tính chiều sâu của lỗ khoét. Chiều sâu lớn hơn có thể cho phép chỉ khi chiều sâu cho trong bảng là không thực hiện được

(2)  Chỉ có thể sử dụng cửa chui người elip cỡ 400 mm x 300 mm hoặc hình tròn đường kính 400 mm khi các cửa lớn hơn không thể làm được và trong giới hạn dưới đây:

(a)  Các bình chứa hơi, nước, khí hoặc các loại khác được đảm bảo rằng, tại thời điểm chui vào bình bất kỳ, thì môi chất cũng không độc hại;

(b)  Đối với các bình đặt cố định, đường kính của bình không lớn hơn 1530 mm;

(c)  Đối với các bình nằm ngang, cửa chui người elip trên thì trục lớn của elip nằm ngang trục bình;

(d)  Đối với bình đặt đứng, cửa chui người trên thân nằm trong khoảng 700 tới 900 mm so với nền đặt bình hoặc sàn thao tác trên của bình, và trục chính của elip nằm ngang trục bình.

...

...

...

Các giá đỡ cho các bình chịu áp lực có khả năng vận chuyển phải được thiết kế để chịu được các lực thích hợp và đáp ứng các yêu cầu dưới đây:

(1)  Các bình, tạo ra trên toàn bộ hoặc một phần bình các phần tử chịu ứng suất được sử dụng thay cho khung, phải được đỡ bằng bệ đỡ ngoài đỡ liên tục trên một cung ít nhất là 120^0 theo đường chu vi của thân, hoặc được đỡ bởi các phương tiện khác được chứng minh là có khả năng chịu va đập và chịu mỏi tương đương.

(2)  Các bình không được cấu tạo liền với khung, hoặc không được hàn trực tiếp vào khung của phương tiện vận chuyển, phải có các đai ốc xiết hoặc các thiết bị có chức năng tương tự để chằng chặt bình vào khung. Ngoài ra, các móc neo hoặc các vấu chặn thích hợp phải được gắn vào khung hoặc bình (hoặc cả hai) để ngăn cản sự chuyển dịch tương đối giữa chúng khi dừng, khởi hành hoặc rẽ. Các thiết bị dùng để chằng các bình chịu áp lực phải buộc chặt bình vào phương tiện vận chuyển một cách an toàn mà không tạo ra ứng suất quá mức trong bình.

(3)  Tải trọng phải được áp dụng dọc theo đường tâm bình và được giả thiết là được phân phối một cách đồng đều.

10  Miếng táp

Các giá đỡ bình chịu áp lực và các điểm néo được gắn cố định vào thành bình nên được gắn bằng các miếng táp được làm bằng cùng vật liệu với thành bình.

Các miếng táp phải:

(1)  Có chiều dày không vượt quá 1,5 lần chiều dày của thân hoặc đáy và không nhỏ hơn 5mm (chiều dày chân mối hàn góc nối miếng táp với thân bình chịu áp lực phải không lớn hơn chiều dày thân bình);

(2)  Rộng ít nhất 4 lần chiều dày của miếng táp theo mỗi hướng tính từ chân mối hàn gắn giá đỡ;

...

...

...

(4)  Có lỗ thăm, được khoan hoặc đục trước khi gắn vào bình chịu áp lực và sau đó được điền đầy để ngăn cản hơi ẩm xâm nhập vào;

(5)  Được gắn với bình chịu áp lực bởi mối hàn góc liên tục;

(6)  Được thiết kế sao cho trước tiên mối gắn kết các phụ kiện tới miếng tán và tiếp theo là miếng táp, sẽ bị hỏng hoàn toàn mà không làm hư hại thân hoặc đáy bình chịu áp lực; và

(7)  Được đặt cách xa các mối hàn nối chính của bình.

11  Tai móc cáp

Tai móc cáp hoặc lỗ treo cho các bồn, bình di động phải được thiết kế để cho phép nâng cao an toàn bình chịu áp lực. Mỗi tai móc của bình di động được sẽ được thiết kế để chịu được lực tĩnh trong bất kỳ hướng nào bằng hai lần lực do trọng lượng bình và môi chất chứa trong nó.

12  Van xả áp

Các van xả áp an toàn phải đảm bảo cho bình chịu áp lựcđược cô lập hoàn toàn trong các tai nạn và trong trường hợp hỏa hoạn, phải tuân thủ các tiêu chuẩn áp dụng liên quan. Phải bố trí để bảo vệ các van an toàn khỏi bị hư hại do sự cố lật bình.

IV  Thiết kế, chế tạo các thiết bị an toàn và phụ kiện của bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

...

...

...

Mỗi bình chịu áp lực phải được trang bị các thiết bị bảo vệ và các phụ kiện khác theo các yêu cầu trong chương này.

Số lượng, kích thước, kiểu, vị trí và tính năng của các thiết bị bảo vệ và các phụ kiện khác được yêu cầu bởi Quy chuẩn này và cho sự hoạt động an toàn của bình phải được thỏa thuận giữa các bên liên quan.

Các thiết bị bảo vệ và các phụ kiện khác phải có thiết kế và công nghệ chế tạo cho phép các thiết bị đó thực hiện chức năng yêu cầu của chúng với các điều kiện vận hành dự kiến.

2  Yêu cầu đối với các bình có các thiết bị xả áp an toàn

2.1  Yêu cầu chung

Bình chịu áp lực phải được bảo vệ với một hoặc nhiều thiết bị xả áp an toàn. Mỗi khoang hoặc phần của bình chịu áp lực nhiều khoang phải được coi như là bình riêng biệt và phải được kết nối một cách phù hợp tới thiết bị xả áp an toàn, trừ khi phần bình đó được nối liền với nhau.

Mỗi bình chịu áp lực phải được bảo vệ bằng thiết bị xả áp an toàn, các thiết bị phải ngăn không cho áp suất tăng hơn 110% áp suất thiết kế của bình trừ các trường hợp sau đây:

(1)  Khi nhiều thiết bị xả áp an toàn được cung cấp và cài đặt, chúng phải ngăn không cho áp suất trong bình tăng hơn 116% áp suất thiết kế, với điều kiện là các thiết bị xả áp an toàn cài đặt thấp hơn có khả năng loại bỏ mọi điều kiện tăng áp suất được định trước trong khi hoạt động bình thường;

(2)  Khi sự quá áp xảy ra do tiếp xúc với lửa hoặc các nguồn nhiệt khác, các thiết bị xả áp an toàn phải thỏa mãn “Xả áp an toàn trong các điều kiện cháy”;

...

...

...

2.2.  Xả áp an toàn trong các điều kiện cháy

Khi có một hiểm họa phát sinh có thể được tạo ra bởi việc bình chịu áp lực bị tiếp xúc với lửa hoặc nguồn nhiệt không mong muốn tương tự khác, các thiết bị xả áp an toàn phải có khả năng ngăn không cho áp suất tăng hơn 121% áp suất thiết kế của bình.

2.3  Bình chứa đầy chất lỏng

Bình chịu áp lực mà khi hoạt động chứa đầy chất lỏng phải được lắp các van xả chất lỏng trừ khi có cách khác để bảo vệ chống lại quá áp.

2.4  Các bình và các khoang nối liền với nhau

Các bình chịu áp lực hoặc khoang trong bình chịu áp lực được kết nối cùng nhau trong hệ thống bởi các ống dẫn có dung tích phù hợp, có thể được xem như một bình chịu áp lực trong việc xác định số lượng và lưu lượng của các thiết bị xả áp an toàn, miễn là không có van nào lắp vào mà có thể cô lập bất kỳ bình nào khỏi các thiết bị xả an toàn, trừ khi bình đó được mở một cách đồng thời ra không khí.

2.5  Môi chất gây chết người và các môi chất đặc biệt khác

Dưới các điều kiện làm việc đặc biệt và với sự thỏa thuận giữa các bên liên quan, các bình chịu áp lực chứa môi chất gây chết người hoặc các môi chất đặc biệt khác có thể được miễn tuân theo yêu cầu của phần này.

3  Các kiểu thiết bị xả áp an toàn

...

...

...

3.1  Van xả áp an toàn:

Van an toàn hay van xả như định nghĩa trong (1) hoặc (2):

(1)  Van an toàn là van xả môi chất một cách tự động ra ngoài khí quyển để ngăn ngừa không cho áp suất vượt quá giá trị được định trước. Van này thường được sử dụng cho các môi chất có thể nén được mà yêu cầu xả quá áp nhanh. Nó được kích hoạt bởi tác động áp suất tĩnh của van. Các van này cũng có thể được đề cập đến như các van xả an toàn khi chúng thích hợp cho việc sử dụng làm van an toàn hoặc van xả, tùy thuộc vào ứng dụng.

(2)  Van xả là van mà việc xả môi chất được thực hiện một cách tự động ra ngoài khí quyển hoặc hệ thống áp suất giảm để ngăn không cho áp suất vượt quá giá trị định trước. Nó được sử dụng trước tiên cho các môi chất không chịu nén (như các chất lỏng). Nó được kích hoạt bởi tác động áp suất tĩnh của van.

Các van trong (1) và (2) được thiết kế đóng lại sau khi các điều kiện bình thường đã được khôi phục.

3.2  Thiết bị xả áp không đóng lại

Thiết bị xả áp kiểu có phần hoạt động dưới dạng đĩa hoặc màng ngăn thường là kim loại, mà ban đầu nó chặn đường xả trên bình, nhưng sẽ nổ tại áp suất định trước để xả môi chất ra ngoài. Nó không đóng lại một cách tự động.

Các thiết bị xả áp không có khả năng đóng lại bao gồm các thiết bị chốt cắt, chốt cong và các van xả áp không có khả năng đóng lại chịu tải bằng lò xo.

3.3  Hệ thống thông hơi

...

...

...

4  Van an toàn

Các van an toàn thích hợp hơn trong việc bảo vệ bình chịu áp lực chống lại quá áp, hoặc thiết bị xả áp không có khả năng đóng lại khác cũng có thể được sử dụng như được thỏa thuận.

Các van an toàn phải là kiểu chịu tải lò xo, tuy nhiên các van kiểu đối trọng cũng có thể được sử dụng cho các bình tĩnh tại bởi thỏa thuận đặc biệt giữa các bên liên quan. Các kiểu van trọng lượng và đòn bẩy không được sử dụng.

Điều khiển bằng van tự động hoặc điều khiển gián tiếp khác của các van an toàn không được phép là bộ phận của hệ thống van xả áp được yêu cầu và góp phần vào dung lượng xả được yêu cầu, trừ khi:

(1)  Thiết kế này được chấp nhận bởi người đặt hàng và người kiểm tra;

(2)  Môi chất được xả là hơi sạch;

(3)  Thiết kế sao cho van chính sẽ mở tự động tại áp suất không vượt quá áp suất cài đặt và sẽ xả toàn bộ công suất của nó nếu một số bộ phận thiết yếu của hệ tự động hoặc thiết bị phụ trợ không hoạt động được, hoặc van hoàn chỉnh được thiết kế để có các đặc tính tin cậy đạt tới các tính năng của kiểu hệ thống trên.

Đối với các chất lỏng độc hoặc dễ cháy, van xả và van an toàn phải đáp ứng các yêu cầu về độ kín khít không rỉ.

5  Thiết bị xả chân không

...

...

...

Dung lượng và cài đặt các thiết bị xả chân không phải phù hợp để cung cấp mức cần thiết của dòng khí, để áp suất tuyệt đối phải không nằm dưới giá trị mà bình được thiết kế.

Thiết bị xả chân không được lắp đặt giống như cách lắp đặt thiết bị xả áp an toàn, được sửa đổi phù hợp cho các điều kiện chân không.

Cần quan tâm đặc biệt trong thiết kế và lắp đặt đầu vào không khí tới thiết bị đó để ngăn ngừa khả năng bị chặn.

6  Nút nóng chảy

6.1  Định nghĩa

Nút nóng chảy là một bộ phận hoạt động, thường có dạng một cái nút làm từ vật liệu có điểm nóng chảy thấp phù hợp (thường là hợp kim), mà ban đầu chặn lỗ xả trong bình dưới điều kiện bình thường, nhưng sẽ nóng chảy hoặc tan chảy tại nhiệt độ được định trước để xả môi chất ra để xả áp.

6.2  Áp dụng

Với sự thỏa thuận giữa các bên liên quan, một hoặc nhiều nút nóng chảy có thể được sử dụng thay cho các thiết bị xả áp an toàn chỉ trong các ứng dụng đặc biệt, ví dụ để bảo vệ trong trường hợp cháy xung quanh bình đã được cách ly khỏi van an toàn và dưới các điều kiện dưới đây:

(1)  Thiết bị xả áp an toàn được yêu cầu chỉ cho việc bảo vệ bình khỏi cháy hoặc nguồn nhiệt ngoài không mong đợi khác;

...

...

...

(3)  Các vật chứa trong bình là không độc và không dễ cháy và dung tích nước của bình không vượt quá 500 lít, hoặc vật chứa trong bình là độc và dễ cháy và dung tích nước của bình không vượt quá 100 lít;

(4)  Các nút này tuân theo các yêu cầu của phần này.

Trong trường hợp đặc biệt và có sự thỏa thuận giữa các bên liên quan, mối hàn thiếc hoặc hàn đồng mềm với nhiệt độ nóng chảy thích hợp được sử dụng thay cho nút nóng chảy.

6.3  Nhiệt độ nóng chảy yêu cầu

Các nút nóng chảy phải có nhiệt độ nóng chảy lớn nhất (nghĩa là nhiệt độ nóng chảy được chỉ định cộng thêm 3°C) không vượt quá nhiệt độ có thể gây nên sự tăng áp suất trong bình tới 120% áp suất thiết kế của bình chịu áp lực.

Đối với các bình chứa các khí hóa lỏng dễ cháy hoặc độc hại tại nhiệt độ xung quanh, nhiệt độ nóng chảy được chỉ định phải tuân theo yêu cầu trên và phải không nhỏ hơn 5°C trên nhiệt độ được sử dụng làm cơ sở cho áp suất thiết kế.

Đối với bình chứa các khí vĩnh cửu (thường xuyên ở thể khí) tại nhiệt độ xung quanh, nhiệt độ nóng chảy phải không vượt quá 80°C và không nhỏ hơn 70°C.

6.4  Lắp đặt

Các nút nóng chảy phải được kết nối tới khoang chứa hơi và đặt tại các vị trí có nhiệt độ cao nhất của bình và môi chất chứa trong bình.

...

...

...

Việc lắp đặt phải tuân theo quy định của chương này khi bình đặt trong vị trí mà việc tích tụ các khí được xả có thể gây nguy hiểm như khí độc, dễ cháy hoặc cacbon dioxide, thì khuyến nghị rằng việc đào thải từ nút nóng chảy nên được dẫn bằng ống ra khí quyển. Việc kết nối ống dẫn phải được thiết kế để giảm thiểu ảnh hưởng tới nhiệt độ nóng chảy của nút.

7  Áp kế

7.1  Tùy theo yêu cầu của từng loại bình chịu áp lực, áp kế sẽ được lắp cho thiết bị đó.

7.2  Các áp kế phải tuân thủ theo tiêu chuẩn quy định. Các bình cố định nên lắp áp kế kiểu ống buốc-đông (bourdon) và các bình chịu áp lực có khả năng vận chuyển lắp áp kế kiểu màng.

7.3  Kích cỡ định mức phải không nhỏ hơn 75 mm đường kính, riêng khi bình có đường kính nhỏ hơn 380 mm, có thể sử dụng áp kế có đường kính 50 mm nếu được sự đồng ý giữa các bên liên quan.

7.4  Áp suất làm việc phải nằm trong một phần ba ở giữa của dải chia độ của áp kế và đường màu đỏ phải đánh dấu áp suất hoạt động. Khi áp kế được bù cột chất lỏng giữa áp kế và kết nối bình, lượng bù đó cần được đánh dấu trên mặt số. Phải lắp van ngắt giữa bình chịu áp lực và áp kế, để thay thế áp kế khi bình không thể sẵn sàng ngừng sử dụng.

7.5  Áp kế phải có thể nhìn thấy từ vị trí mà người vận hành điều khiển áp suất bình chịu áp lực hoặc mở nắp kiểu đóng mở nhanh và phải được gắn vào một số thiết bị như ống xi-phông để ngăn cản nhiệt độ vượt quá tác động đến bộ phận hoạt động của áp kế.

8  Thiết bị chỉ thị mức chất lỏng

8.1  Quy định chung

...

...

...

8.2  Thiết bị chỉ thị thủy tinh dạng ống

Thiết bị chỉ thị thủy tinh dạng ống và tất cả các đường ống dẫn phải được cấu tạo để các dụng cụ làm sạch có thể đi qua chúng.

Chúng phải được bảo vệ thích hợp chống bị phá hủy, và được che chắn một cách hợp lý để ngăn ngừa thương tích cho người vận hành trong trường hợp bị hỏng.

Các thiết bị chỉ thị thủy tinh dạng ống này không được sử dụng cho các môi chất độc hại hay gây chết người, hoặc cho các bình có khả năng vận chuyển.

9  Các thiết bị xả áp an toàn không có khả năng đóng lại

Các thiết bị này phải tuân theo các yêu cầu:

(1)  Được mở hoàn toàn tại áp suất cài đặt;

(2)  Có dung sai áp suất cài đặt không lớn hơn ±5%;

(3)  Bị hạn chế nhiệt độ hoạt động từ -30°C tới 150°C đối với các có cấu chốt cong;

...

...

...

10  Thoát nước

10.1  Thiết bị thoát nước

Trừ khi có chỉ định khác trong tiêu chuẩn áp dụng liên quan, phải tính toán đối với việc thải hoàn toàn của bình chịu áp lực mà các môi chất chứa trong bình có chứa hoặc có thể chứa các môi chất có khả năng ăn mòn bình như nước trong bình khí nén hoặc các môi chất độc hại hoặc dễ cháy.

Do đó, cần thiết bị thoát phù hợp đặt tại phần thấp nhất của bình chịu áp lực và một van đóng mở hoàn toàn. Kích cỡ của van này ít nhất phải từ 20 mm, trường hợp đặc biệt cũng không nhỏ hơn 10 mm.

10.2.  Xả thải

Khi van thoát được yêu cầu để xả thải chất độc hoặc dễ cháy, đường ống xả thải phải được nối vào van và phải dẫn tới vị trí an toàn.

Việc xả thải phải được thực hiện theo cách để ngăn chặn sự nguy hiểm cho người hoặc sự phá hủy thiết bị và môi trường và tốt nhất là sao cho nhìn thấy việc xả thải đó.

11  Thông hơi

Thiết bị phụ trợ phải được cung cấp để thông khí từ các phần cao nhất của bình chịu áp lực trong quá trình thử thủy lực.

...

...

...

12.  Lắp đặt các thiết bị xả áp an toàn

12.1  Các van an toàn và các thiết bị không có khả năng đóng lại

Các van an toàn và các thiết bị xả không có khả năng đóng lại phải được kết nối vào bình chịu áp lực trong khoảng chứa hơi phía trên bất kỳ chất lỏng được chứa nào, hoặc vào đường ống được kết nối tới khoảng chứa hơi trong bình cần được bảo vệ.

Các van an toàn phải được gắn với trục van thẳng đứng và hướng lên phía trên, riêng đối với các van có đường kính lỗ thoát định mức không vượt quá 32 mm có thể sử dụng các tư thế khác của trục, miễn là việc lắp đặt tuân thủ khuyến nghị của người chế tạo van. Với các bình chịu áp lực chứa chất lỏng nhớt, phải đặc biệt chú ý để đặt van an toàn trong tư thế mà việc tiếp xúc với chất lỏng đó không ngăn cản van làm việc một cách thỏa đáng.

12.2  Van xả

Các van xả làm việc với chất lỏng phải được kết nối dưới mức chất lỏng hoạt động bình thường.

12.3  Kết nối đầu vào

Kết nối giữa thiết bị xả và bình chịu áp lực phải là ngắn nhất có thể, phải có diện tích lỗ thoát ít nhất bằng với diện tích của đầu vào thiết bị xả và không được giảm dung lượng xả của thiết bị xả dưới dung lượng được yêu cầu cho bình. Khi thiết bị xả không gắn với bình, thì phải tính đến sự giảm áp suất từ bình tới lỗ tiết lưu của thiết bị xả và phải bố trí sao cho sự giảm áp suất không vượt quá 3% áp suất cài đặt dựa trên lưu lượng thực tế của van, miễn là thiết bị đó phải là loại có thể ngăn ngừa khả năng mở và đóng nhanh.

Lỗ khoét trên thành bình chịu áp lực phải được thiết kế để cung cấp dòng chảy trực tiếp và thông suốt giữa bình và thiết bị xả áp an toàn. Vê tròn các cạnh của đường vào sẽ giúp hạn chế sự giảm áp suất tới thiết bị.

...

...

...

Kết nối đầu vào phải được bố trí để ngăn ngừa sự tích tụ các tạp chất hoặc chất lỏng tại đầu vào của thiết bị xả và cần được đặt tại nơi mà dòng không vượt quá sự chảy rối.

Không được kết nối nào giữa bình chịu áp lực và thiết bị xả của nó (trừ các kết nối sẽ không sinh ra dòng chảy, chẳng hạn như nối áp kế).

13  Hiệu chuẩn áp suất của các van an toàn

Giá trị hiệu chỉnh van an toàn: Áp suất đặt của van an toàn không vượt quá giá trị dưới đây:

-  Plv + 0,5 bar - Khi áp suất làm việc đến 3 bar.

-  Plv +15% Plv - Khi áp suất làm việc trên 3 bar đến 60 bar.

-  Plv +10% Plv - Khi áp suất làm việc trên 60 bar.

-  Đối với bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) áp suất đặt của van an toàn bằng áp suất thiết kế.

14  Bảo vệ chống lại nhiệt độ vượt quá mức

...

...

...

Các thiết bị an toàn này phải độc lập và bổ sung vào thiết bị điều khiển đơn, có thiết kế tin cậy và phải được thỏa thuận giữa các bên liên quan.

Trong khi nhiều thiết bị xả áp an toàn không thể bảo vệ bình chịu áp lực khỏi nhiệt độ vượt quá trong trường hợp cháy thì tại các khu vực quan trọng, cần xem xét đến việc lắp hệ thống giảm áp để tránh nổ các bình chứa khí dễ cháy hoặc gây chết người hoặc lắp các hệ thống phun nước hoặc chống cháy có khả năng hạn chế nhiệt độ của bình.

15  Bảo vệ van và các phụ kiện

15.1  Vị trí cho việc kiểm tra và bảo dưỡng

Các thiết bị xả áp an toàn, các thiết bị an toàn khác và các phụ kiện quan trọng của bình chịu áp lực phải được bố trí và lắp đặt sao cho có thể tiếp cận một cách dễ dàng để vận hành, kiểm tra, bảo dưỡng và tháo bỏ.

15.2  Bảo vệ chống can thiệp

Khi việc cài đặt áp suất hoặc các điều chỉnh khác thực hiện ở phía ngoài thiết bị an toàn, sự điều chỉnh đó phải chốt lại hoặc niêm phong (kẹp chì), trừ khi có thỏa thuận khác giữa các bên liên quan.

Các thiết bị và phụ kiện này phải được lắp đặt và bảo vệ sao cho chúng không thể dễ dàng bị làm cho vô hiệu và bị can thiệp, và sao cho có thể giảm thiểu được sự xâm nhập của bụi bẩn, nước, vật lạ hoặc vật liệu độc hại vào đầu ra của van.

Các thiết bị phải được bảo vệ và bố trí để ngăn ngừa sự đóng băng do thiết bị không hoạt động.

...

...

...

Tất cả các van an toàn và phụ kiện trên bình chịu áp lực phải được bố trí, khi có thể, để hỗ trợ tối đa khả năng bảo vệ chống lại các phá hủy do tai nạn.

V  Thử nghiệm, kiểm tra bình chịu áp lực lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ

A  Thử nghiệm, kiểm tra bình chịu áp lực trong chế tạo

1  Quy định chung

Bình chịu áp lực phải được kiểm tra và thử trước khi xuất xưởng. Việc kiểm tra và thử phải do các cơ sở thử nghiệm có chức năng thực hiện.

2  Thử thủy lực

2.1  Quy định chung

2.1.1  Mỗi bình chịu áp lực trước khi xuất xưởng phải được thử thủy lực như quy định trong điều này trừ khi bình được thử thủy lực kiểm chứng hoặc thử nghiệm khí nén quy định trong Chương này.

2.1.2  Nếu bình chịu áp lực có kết cấu nhiều phần làm việc ở cấp áp suất khác nhau có thể tách và thử thủy lực cho từng phần.

...

...

...

2.1.4  Phải có biện pháp khống chế sự tác động của quá trình thử thủy lực đến các thiết bị bảo vệ tự động, thiết bị đo và đảm bảo các thiết bị này không bị phá hỏng trong quá trình thử. Trong trư­­­ờng hợp không thực hiện đư­­ợc thì phải cô lập thiết bị hoặc tháo thiết bị ra thử riêng.

2.1.5  Môi chất và nhiệt độ môi chất thử, áp suất thử, thời gian duy trì áp suất theo quy định của quy chuẩn, tiêu chuẩn áp dụng để thiết kế, chế tạo hoặc sử dụng. Nếu cơ sở chế tạo có quy định áp suất thử cao hơn thì theo quy định của cơ sở chế tạo.

2.1.6  Trường hợp không có điều kiện thử thủy lực do ứng suất trên bệ móng, khó xả nước, do có lớp lót bên trong ngăn cản việc cho nước vào, cho phép thay thế bằng thử áp lực khí (không khí hay khí trơ) và tiến hành kiểm tra độ kín bằng dung dịch xà phòng hoặc bằng các biện pháp khác, trong quá trình thử phải áp dụng các biện pháp an toàn thích hợp.

2.2  Áp suất thử

Trong trường hợp không quy định cụ thể tại các tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng, áp suất thử thủy lực bình chịu áp lực khi xuất xưởng theo Bảng 2.

Bảng 2. Áp suất thử thủy lực

Áp suất thiết kế (bar)

Áp suất thử thủy lực (bar)

P_tk  5

...

...

...

P_tk > 5

1,5 P_tk nhưng không nhỏ hơn 10

Các bình chịu áp lực đúc và các chai không phụ thuộc áp suất

1,5 P_tk nhưng không nhỏ hơn 5

2.2.1  Các bình chịu áp lực nhiều khoang (bao gồm cả các bình hai vỏ)

Các bình chịu áp lực gồm nhiều hơn một khoang áp suất, thì mỗi khoang phải được thử thủy lực tại áp suất thử đối với áp suất trong hoặc chân không cho phù hợp mà không có áp lực trong buồng kế cận.

2.2.2  Các bình chịu áp lực gang và gang cầu

Áp suất thử cho các bình được làm bằng gang hoặc gang cầu phải bằng:

(1)  2,0 lần áp suất thiết kế đối với áp suất thiết kế vượt quá 2,1 bar; hoặc

...

...

...

2.2.3  Bình có lớp bọc

Các bình được mạ kẽm, mạ thiếc, quét sơn, tráng men, được bọc cao su hoặc tương tự, thì trước khi bọc phải được thử thủy lực theo các yêu cầu của chương này. Sau khi bọc, bằng sự thỏa thuận giữa các bên, bình có thể được thử thủy lực với một áp suất thích hợp để chứng tỏ tính toàn vẹn của vỏ bọc nhưng không vượt quá áp suất thử nghiệm ban đầu.

2.3  Thử nghiệm lại tại hiện trường

Khi được yêu cầu bởi người kiểm tra, bình chịu áp lực hoàn thiện phải được thử thủy lực lại tại hiện trường sau khi lắp đặt và hoàn thành toàn bộ các mối hàn tại hiện trường với áp suất thử được thống nhất giữa các bên liên quan nhưng không nhỏ hơn 1,25 lần áp suất thiết kế.

Các bộ phận chính phải được thử nghiệm theo các yêu cầu trong Quy chuẩn này.

2.4  Các thử nghiệm sau khi sửa chữa mối hàn

Sau khi sửa chữa hoặc chỉnh sửa có liên quan đến việc hàn trên các bình chịu áp lực đã được thử thủy lực gồm:

(1)  Liên quan đến việc hàn lại một phần mối hàn chính của thân bình chịu áp lực hoặc đáy bình chịu áp lực;

(2)  Liên quan đến việc hàn lại các phụ kiện nhánh nối;

...

...

...

(4)  Liên quan đến việc hàn các bộ phận chịu áp lực của các bình thép cacbon, cacbon-mangan và hỗn hợp khi nhiệt độ làm việc tối thiểu là 30°C hoặc thấp hơn nhiệt độ thiết kế nhỏ nhất của vật liệu.

Thử thủy lực các bình chịu áp lực này phải được kiểm tra lại với áp suất thử thủy lực chuẩn, với điều kiện là trong các trường hợp đặc biệt hoặc sau khi sửa chữa mà không gây ảnh hưởng tới sự an toàn của bình, thử thủy lực này có thể được miễn trừ bởi sự thống nhất giữa các bên liên quan.

Khi thử thủy lực không được tiến hành, thì mối hàn phải thực hiện thử nghiệm, kiểm tra không phá hủy (NDT) hoặc thử nghiệm rò rỉ.

2.5.  Quy trình thử thủy lực và các yêu cầu

Nạp môi chất thử và tiến hành tăng áp suất từ từ để tránh hiện tượng dãn nở đột ngột làm hỏng bình chịu áp lực; duy trì áp suất thử trong thời gian 5 phút và nghiêm cấm việc gõ búa. Theo dõi, phát hiện các hiện tượng biến dạng, nứt trong quá trình thử thủy lực.

Giảm áp suất từ từ về áp suất làm việc định mức, giữ nguyên áp suất này trong suốt quá trình kiểm tra. Sử dụng búa kiểm tra gõ vào các vị trí có nghi ngờ sau đó giảm áp suất về 0; khắc phục các tồn tại (nếu có) và kiểm tra lại kết quả đã khắc phục.

Thử bằng nước có nhiệt độ dưới 50^oC và không thấp hơn nhiệt độ môi trường xung quanh quá 5^oC.

2.6  Báo cáo kết quả

Các kết quả thử nghiệm phải được nộp cho cơ quan đăng kiểm.

...

...

...

Áp suất thiết kế của bình chịu áp lực hoặc áp suất tính toán của các phần bình, mà độ bền của nó không thể được tính với sự đảm bảo thỏa mãn độ chính xác, phải được thiết lập theo các yêu cầu khác của Điều này.

Các thử nghiệm được mô tả trong điều này có thể được sử dụng chỉ cho mục đích thiết lập áp suất tính toán của các phần của bình chịu áp lực mà độ dày không thể xác định bởi các yêu cầu thiết kế của Quy chuẩn này.

4  Thử nghiệm khí nén

4.1  Quy định chung

Chỉ áp dụng khi các bình chịu áp lực làm việc với các môi chất độc hại, dễ cháy nổ và các bình chịu áp lựccó lắp thiết bị chuyên dụng bên trong không thể thử bằng nước hoặc không thể kiểm tra bên trong.

4.2  Áp suất thử nghiệm

Trừ khi có thỏa thuận khác giữa các bên liên quan, áp suất thử nghiệm phải bằng 1,25 lần áp suất thiết kế hoặc bằng áp suất làm việc.

Bình chịu áp lực phải chịu được áp suất thử trong thời gian 5 phút, sau đó giảm dần đến áp suất làm việc và tiến hành kiểm tra độ kín các mối nối bằng dung dịch xà phòng hoặc bằng các biện pháp khác.

5  Các thử nghiệm nổ

...

...

...

6  Kiểm tra không phá hủy

Tất cả các thành phần và các mối hàn của bình chịu áp lực phải được kiểm tra bằng các phương pháp NDT phù hợp với các yêu cầu được chỉ định cho từng loại bình chịu áp lực.

Việc kiểm tra phải do các kỹ thuật viên và các cơ sở thử nghiệm có năng lực thực hiện.

B  Kiểm định bình chịu áp lực trong sử dụng

1.  Quy định chung

1.1  Bình chịu áp lực dùng để vận chuyển hàng hóa lắp đặt trên các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ, bình chịu áp lực dùng để chứa khí, khí hóa lỏng dùng làm nhiên liệu của các phương tiện giao thông cơ giới đường bộ phải được kiểm định (kiểm tra và thử) trong sử dụng theo quy định để đảm bảo bình chịu áp lực luôn ở trạng thái làm việc an toàn.

1.2  Trước khi kiểm định các bình chịu áp lực, Chủ thiết bị cần phải thông báo cho người thực hiện kiểm định biết về mọi hư hỏng, thay đổi, sửa chữa hoặc thay thế các chi tiết đã làm từ sau lần kiểm định lần trước.

1.3  Không cho phép hàn, hàn sửa chữa trực tiếp trên thân hoặc các bộ phận của bình chịu áp lực khi bình đang chịu áp suất làm việc.

1.4  Khi kiểm định, nếu không có khả năng kiểm tra bên trong do đặc điểm kết cấu của bình chịu áp lực, cho phép thay thế việc kiểm tra bên trong bằng thử thủy lực với áp suất thử quy định và kiểm tra những bộ phận có thể kiểm tra được.

...

...

...

1.6  Nếu bình chịu áp lực có kết cấu nhiều phần làm việc ở cấp áp suất khác nhau có thể tách và thử riêng cho từng phần.

1.7  Khi kiểm định, phải có biện pháp cách ly để đảm bảo các thiết bị bảo vệ tự động, đo lường không bị phá hủy ở áp suất thử. Trong trường hợp không đảm bảo được thì phải tháo các thiết bị này ra.

2  Kiểm tra bên ngoài, bên trong

Khi kiểm tra bên ngoài và bên trong thiết bị áp lực cần chú ý phát hiện các hiện tượng sau:

(1) Các chỗ nứt, rạn, móp, phồng, các chỗ bị gỉ mòn... trên thành thiết bị;

(2) Các phụ kiện, dụng cụ đo kiểm và an toàn không đúng quy định về chất lượng hoặc số lượng;

(3) Các chi tiết bắt xiết bị mòn, các mối nối và vị trí cách nhiệt bị hỏng;

(4) Khi thấy có hiện tượng hư hỏng lớp bảo vệ phía trong hoặc phía ngoài thành thiết bị thì phải gỡ từng phần hoặc toàn bộ lớp bảo vệ đó để phát hiện hết những chỗ hư hỏng.

3  Kiểm tra khả năng chịu áp lực (thử thủy lực)

...

...

...

3.1  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc của thành đến 200^oC, áp suất thử theo Bảng 3.

3.2  Đối với các bình chịu áp lực tráng men, thử theo quy định của nhà chế tạo, nhưng không nhỏ hơn P_lv.

3.3  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc của thành trên 200^oC đến 400^oC, áp suất thử không nhỏ hơn 1,5 P_lv.

3.4  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc cao hơn 400^oC, áp suất thử không nhỏ hơn 2 P_lv.

3.5  Khi không có khả năng tiến hành thử áp lực nước do đặc điểm kết cấu của bình chịu áp lực hoặc không có khả năng xả nước ra, cho phép thay thế bằng thử khí nén.

Bảng 3. Áp suất thử

Loại bình chịu áp lực

Áp suất làm việc cho phép p_lv (bar)

Áp suất thử thủy lực

...

...

...

Các bình chịu áp lực (trừ bình đúc)

P_lv ≤ 5

1,5 P_lv nhưng không nhỏ hơn 2

Các bình chịu áp lực (trừ bình đúc)

P_lv > 5

1,25 P_lv nhưng không nhỏ hơnP_lv + 3

Các bình chịu áp lực đúc và các chai

Không phụ thuộc áp suất

1,5 P_lv nhưng không nhỏ hơn 3

...

...

...

4  Hiệu chuẩn các thiết bị an toàn, đo lường

4.1  Các thiết bị an toàn, đo lường (van an toàn, áp kế) lắp trên các bình chịu áp lực phải đáp ứng yêu cầu kỹ thuật đo lường và được kiểm định, hiệu chuẩn theo quy định của pháp luật đo lường.

4.2  Việc kiểm tra, hiệu chỉnh các thiết bị an toàn, đo lường phải do cơ quan có thẩm quyền thực hiện.

5  Thử kín

5.1  Chỉ áp dụng khi các bình chịu áp lực làm việc với các môi chất độc hại, dễ cháy nổ và các bình chịu áp lực có lắp thiết bị chuyên dụng bên trong hoặc không thể kiểm tra bên trong hoặc không thể thử áp lực bằng nước do đặc điểm kết cấu của thiết bị.

5.2  Áp suất, môi chất, thời gian duy trì được quy định tại Bảng 4.

5.3  Thời gian duy trì áp suất thử bình chịu áp lực trong thời gian 5 phút, sau đó giảm dần đến áp suất làm việc và tiến hành kiểm tra độ kín các mối nối bằng dung dịch xà phòng hoặc bằng các biện pháp khác.

Bảng 4. Áp suất, môi chất và thời gian duy trì thử kín

Loại bình chịu áp lực

...

...

...

Môi chất thử

Các loại bình chịu áp lực

P_lv

Không khí hoặc khí trơ

Bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG)

7,5

Không khí hoặc khí trơ

P_lv - Áp suất làm việc.

6  Thời hạn kiểm định bình chịu áp lực

...

...

...

+  Kiểm tra bên ngoài và bên trong  : 3 năm một lần.

+  Kiểm tra bên ngoài, bên trong, thử thủy lực  : 6 năm một lần.

+  Kiểm tra sự hoạt động (vận hành)  : 1 năm một lần.

+  Các bình chịu áp lực chứa môi chất ăn mòn kim loại (clo, sulfua, hydro…) thời hạn kiểm tra bên ngoài và bên trong không quá 2 năm một lần.

+  Trong trường hợp do đặc thù riêng của bình chịu áp lực, thời hạn kiểm định khác so với quy định này thì thực hiện theo quy định thời hạn kiểm định của bình chịu áp lực cụ thể đó hoặc cơ sở chế tạo quy định thời hạn kiểm định ngắn hơn thì thực hiện theo quy định của cơ sở chế tạo đó.

6.2  Thời hạn kiểm tra sự hoạt động (vận hành) 1 năm/lần đối với bình chịu áp lực. Kiểm tra vận hành do cơ sở sử dụng thực hiện; khi cơ sở không đủ điều kiện, khả năng kiểm tra vận hành có thể thuê chuyên gia hoặc cơ quan có chức năng thực hiện. Kết quả kiểm tra phải được lập biên bản lưu vào hồ sơ quản lý của cơ sở.

6.3  Thời hạn kiểm định của bình chịu áp lực lắp trên phương tiện giao thông cơ giới đường bộ không được vượt quá quy định nêu ở mục 6.1 của chương này và được thực hiện đồng thời với việc kiểm định phương tiện giao thông cơ giới đường bộ.

7  Kiểm định bất thường

Thiết bị áp lực phải được kiểm định bất thường nếu xảy ra một trong các trường hợp sau:

...

...

...

7.2  Khi thiết bị được cải tạo lại hoặc chuyển lắp đặt ở vị trí mới;

7.3  Khi nắn lại các chỗ phồng, móp, hoặc sửa chữa có sử dụng phương pháp hàn tại các bộ phận chủ yếu của thiết bị;

7.4  Trước khi lót lớp bảo vệ bên trong thiết bị;

7.5  Khi chủ sử hữu hoặc cơ quan đăng kiểm có nghi ngờ về tình trạng kỹ thuật của thiết bị.

C  Thử nghiệm, kiểm tra bình chịu áp lực nhập khẩu

1  Quy định chung

Các thiết bị áp lực sử dụng trên phương tiện giao thông cơ giới đường bộ nhập khẩu phải được Cục Đăng kiểm Việt Nam hoặc cơ quan, tổ chức được Cục Đăng kiểm Việt Nam ủy quyền kiểm tra, cấp giấy chứng nhận phù hợp với các yêu cầu quy định của Quy chuẩn này.

2  Kiểm tra và thử

2.1  Thiết bị áp lực chưa qua sử dụng nhập khẩu theo lô cùng kiểu loại sẽ được kiểm tra và thử 01 thiết bị lấy ngẫu nhiên trong lô thiết bị cùng kiểu theo các mục từ 2.1.1 đến 2.1.3 của phần này.

...

...

...

2.1.2  Kiểm tra bên ngoài, chiều dày, kích thước, chất lượng mối hàn

2.1.3  Thử hoạt động (đối với thiết bị áp lực trên phương tiện).

2.2  Thiết bị áp lực đã qua sử dụng nhập khẩu theo lô cùng, kiểu loại sẽ được kiểm tra và thử theo các mục từ 2.1.1 đến 2.1.3 của phần này với từng thiết bị.

CHƯƠNG 3  BÌNH CHỊU ÁP LỰC TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG ĐƯỜNG SẮT

I  Quy định chung

1  Bình chịu áp lực trên phương tiện giao thông đường sắt phải được kiểm tra và thử thủy lực trong chế tạo và khai thác sử dụng theo quy định để đảm bảo an toàn. Không áp dụng cho bình có dung tích dưới 25 lít trở xuống và có tích số giữa dung tích (lít) và áp suất (bar) không lớn hơn 200 (P x V ≤ 200).

2  Việc kiểm tra và thử thực hiện theo các quy trình kiểm định phù hợp với từng chu kỳ kiểm tra của phương tiện đó.

3  Đối với bình chịu áp lực sản xuất lắp ráp, Chủ phương tiện phải tiến hành kiểm tra không phá hủy (NDT) và thử thủy lực trước khi mời cơ quan kiểm tra đồng thời thực hiện các thử nghiệm khác khi có yêu cầu.

4  Đối với bình chịu áp lực đang khai thác sử dụng,Chủ thiết bị cần thông báo cho Kiểm định viên biết về hư hỏng, thay đổi, sửa chữa hoặc thay thế từ sau lần kiểm tra trước.

...

...

...

6  Khi kiểm tra, phải có biện pháp cách ly để đảm bảo các thiết bị bảo vệ tự động, đo lường không bị phá hủy ở áp suất thử. Trong trường hợp không đảm bảo được thì phải tháo các thiết bị này ra.

7  Không cho phép hàn, sửa chữa trực tiếp trên thân hoặc các bộ phận của bình chịu áp lực khi bình đang chứa khí.

II  Quy định về thiết kế, chế tạo

 Bình chịu áp lực được thiết kế, chế tạo sử dụng cho phương tiện giao thông đường sắt phải thỏa mãn các yêu cầu về thiết kế, chế tạo trong TCVN 8366:2010 Bình chịu áp lực - Yêu cầu về thiết kế và chế tạo.

III  Quy định về kiểm tra

1  Kiểm tra nhập khẩu

a)  Kiểm tra hồ sơ nhập khẩu.

b)  Kiểm tra bên ngoài, chiều dày, kích thước, chất lượng mối hàn

c)  Thử hoạt động (đối với thiết bị áp lực trên phương tiện).

...

...

...

2.1  Kiểm tra hồ sơ chế tạo

+  Hồ sơ thiết kế đã được cơ quan có thẩm quyền thẩm định.

+ Chứng chỉ của vật liệu chế tạo.

+  Chứng chỉ thợ hàn thiết bị áp lực.

+  Báo cáo kết quả kiểm tra của đơn vị chế tạo.

+  Báo cáo kiểm tra NDT.

2.2  Kiểm tra bên trong, bên ngoài

+  Nhãn hiệu trên bình phải rõ ràng, kích thước, nhãn hiệu và thông số kỹ thuật của thiết bị theo quy định trong phụ lục.

+  Các chi tiết ghép nối phải chặt.­­­

...

...

...

2.3  Kiểm tra thông số kỹ thuật

 + Vật liệu, kích thước phù hợp với quy định của thiết kế.

2.4  Thử thủy lực

(1)  Áp suất thử khi xuất xưởng theo quy định ở Bảng 5.

Bảng 5. Áp suất thử thủy lực khi xuất xưởng

Áp suất thiết kế (bar)

Áp suất thử thủy lực (bar)

P_tk ≤ 5

2 P_tk nhưng không nhỏ hơn 2

...

...

...

1,5 P_tk nhưng không nhỏ hơn 10

Các bình đúc và chai không phụ thuộc áp suất

1,5 P_tk nhưng không nhỏ hơn 5

(2)  Thời gian duy trì áp suất thử:

+ 10 phút:  Đối với bình có chiều dày thành đến 50 mm;

(3)  Thử thủy lực đạt chất lượng khi

+  Không có hiện tượng nứt;

+  Không tìm ra bụi nước, rỉ nước qua các mối nối

+  Không phát hiện có biến dạng;

...

...

...

3  Kiểm định trong sử dụng

3.1  Thời hạn kiểm định bao gồm các chu kỳ kiểm tra như sau:

+  Kiểm tra bên ngoài và bên trong : 3 năm một lần.

+  Kiểm tra bên ngoài, bên trong, thử thủy lực : 6 năm một lần.

+  Kiểm tra sự hoạt động (vận hành) : 1 năm một lần.

+  Các bình chịu áp lực chứa môi chất ăn mòn kim loại (clo, sulfua, hydro…) thời hạn kiểm tra bên ngoài và bên trong không vượt quá 2 năm một lần.

Lưu ý: Khi không có khả năng tiến hành khám xét bên trong do đặc diểm kết cấu của bình, cho phép thay thế việc khám xét bên trong băng thử thủy lực với áp suất thử quy định và khám xét các bộ phận có thể khám xét được.

3.2  Thời hạn kiểm tra sự hoạt động (vận hành) 1 năm/lần đối với bình chịu áp lực. Kiểm tra vận hành do cơ sở sử dụng thực hiện; khi cơ sở không đủ điều kiện, khả năng kiểm tra vận hành có thể thuê chuyên gia hoặc cơ quan có chức năng thực hiện. Kết quả kiểm tra phải được lập biên bản lưu vào hồ sơ quản lý của cơ sở.

3.3  Thời hạn kiểm định của bình chịu áp lực lắp trên phương tiện giao thông đường sắt không được vượt quá quy định nêu ở mục 3.1 của chương này và được thực hiện đồng thời với việc kiểm định phương tiện giao thông đường sắt.

...

...

...

(1)  Kiểm tra hồ sơ kỹ thuật.

(2)  Kiểm tra bên ngoài:

+  Nhãn hiệu kiểm tra trên bình phải rõ ràng, đúng quy định.

+  Trên thành bình không bị nứt, rạn, móp, phồng.

+  Mối hàn, mối đinh tán không bị rò hở.

+  Các chi tiết ghép nối phải chặt.­­­

(3)  Kiểm tra chiều dày, kích thước.

+  Chiều dày không nhỏ hơn giới hạn cho phép trong hồ sơ thiết kế.

+  Kích thước phải theo đúng hồ sơ kỹ thuật.

...

...

...

+  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc đến 200^oC, áp suất thử theo Bảng 6.

Bảng 6. Áp suất thử thủy lực trong sử dụng

Loại bình chịu áp lực

Áp suất làm việc cho phép (bar)

Áp suất thử thủy lực (bar)

Các bình, xitéc hoặc thùng (trừ bình đúc)

P_lv < 5

1,5 P_lv nhưng không nhỏ hơn 2

Các bình, xitéc hoặc thùng (trừ bình đúc)

...

...

...

1,25 P_lv nhưng không nhỏ hơn P_lv+ 3

Các bình đúc và các chai

Không phụ thuộc áp suất

1,5 P_lv nhưng không nhỏ hơn 3

+  Đối với bình chịu áp lực tráng men, áp suất thử thủy lực theo quy định của nhà chế tạo, nhưng không thấp hơn áp suất làm việc cho phép.

+  Đối với bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc trên 200ºC đến 400ºC áp suất thử không nhỏ hơn 1,5 Plv.

+  Đối với bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc cao hơn 400^oC áp suất thử không nhỏ hơn 2 Plv.

(5)  Thời gian duy trì áp suất thử là:

Bình chịu áp lực phải chịu áp suất thử trong thời gian 5 phút, sau đó giảm dần đến áp suất làm việc và duy trì trong suốt thời gian kiểm tra.

...

...

...

+  Không có hiện tượng nứt;

+  Không tìm ra bụi nước, rỉ nước qua các mối nối;

+  Không phát hiện có biến dạng.

IV  Quy định về hiệu chuẩn các thiết bị an toàn, đo lường

1  Các thiết bị an toàn, đo lường (van an toàn, áp kế) lắp trên các bình chịu áp lực phải đáp ứng yêu cầu kỹ thuật đo lường và được kiểm định, hiệu chuẩn theo quy định của pháp luật đo lường.

 Giá trị hiệu chỉnh van an toàn: Áp suất đặt của van an toàn không vượt quá giá trị dưới đây:

-  Plv + 0,5 bar - Khi áp suất làm việc đến 3 bar.

- Plv +15% Plv - Khi áp suất làm việc trên 3 bar đến 60 bar.

-  Plv +10% Plv - Khi áp suất làm việc trên 60 bar.

...

...

...

2  Việc kiểm tra, hiệu chỉnh các thiết bị an toàn, đo lường phải do cơ quan có thẩm quyền thực hiện.

CHƯƠNG 4  BÌNH CHỊU ÁP LỰC LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN, THIẾT BỊ THĂM DÒ, KHAI THÁC VÀ VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ TRÊN BIỂN

I  QUY ĐỊNH CHUNG

1. Bình chịu áp lực lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí trên biển phải được thiết kế, chế tạo, hoán cải, sửa chữa và kiểm tra trong khai thác phù hợp với các yêu cầu của Chương này hoặc tiêu chuẩn khác phù hợp với tiêu chuẩn quốc tế. Thử nghiệm các bình do Cơ sở thử nghiệm thực hiện.

II  YÊU CẦU VỀ THIẾT KẾ VÀ CHẾ TẠO

1. Bình chịu áp lực lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí trên biển phải thỏa mãn các yêu cầu về thiết kế và chế tạo trong TCVN 8366 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu về thiết kế và chế tạo.

2. Các bản vẽ và tài liệu trình thẩm định

2.1. Các bản vẽ (có chỉ rõ loại và kích thước vật liệu):

(a) Bố trí chung;

...

...

...

(c) Bố trí các thiết bị xả áp;

(d) Các chi tiết vòng đệm cho các phụ tùng và các họng để lắp phụ tùng;

(e) Các bản vẽ khác mà Đăng kiểm thấy cần thiết.

2.2. Tài liệu:

(a) Thuyết minh các đặc điểm chính;

(b) Đặc điểm kỹ thuật hàn (quy trình hàn, chất liệu hàn và điều kiện hàn);

(c) Các tài liệu khác mà Đăng kiểm thấy cần thiết .

III  KIỂM ĐỊNH TRONG SỬ DỤNG, SỬA CHỮA VÀ HOÁN CẢI

1  Chuẩn bị kiểm định

...

...

...

 Phải có các cảnh báo an toàn trong hoạt động bảo dưỡng và kiểm định bình chịu áp lực vì một vài dung dịch công nghệ độc hại cho sức khỏe con người. Ngoài ra, các bình chịu áp lực cũng là các không gian kín và các hoạt động bên trong đối diện với tất cả các hiểm họa khi vào không gian hạn chế này. Phải tuân theo các quy định và quy trình an toàn khi vào bình chịu áp lực.

1.2 Các loại hình và thời hạn kiểm định

1.2.1 Các loại hình kiểm định

1.2.1.1 Kiểm định nhập khẩu

1.2.1.2 Kiểm định trên cơ sở thời gian

1) Kiểm định trong quá trình lắp đặt;

2) Kiểm định bên ngoài;

3) Kiểm định bên trong;

4) Kiểm định bất thường.

...

...

...

1) Đánh giá hàng năm;

2) Kiểm định theo kết quả của chương trình RBI.

1.2.2  Thời hạn kiểm định

1.2.2.1 Có thể sử dụng đánh giá RBI để xác định khoảng thời gian kiểm định phù hợp đối với kiểm định bên trong, bên ngoài, kiểm định hoạt động, kiểm định và thử các thiết bị giảm áp.

1.2.2.2  Trừ khi bình được kiểm định theo RBI, các thời hạn kiểm định sau được áp dụng cho bình:

1)  Kiểm định bên ngoài: 1 năm một lần;

2)  Kiểm định bên ngoài và bên trong: 5 năm một lần.

1.3  Thiết bị

Tất cả dụng cụ, thiết bị và thiết bị bảo vệ cá nhân sử dụng khi làm việc với bình (kiểm tra, NDT, thử áp lực, sửa chữa và hoán cải) phải được kiểm tra trước khi sử dụng. Thiết bị NDT và thiết bị của tổ chức sửa chữa phải thỏa mãn các yêu cầu an toàn của chủ thiết bị cho các thiết bị điện. Các thiết bị khác có thể cần thiết khi làm việc với bình như ván ốp, giàn giáo, thang di động phải được kiểm tra trước khi sử dụng. Phải mặc thiết bị bảo vệ cá nhân khi có yêu cầu bởi quy định, chủ giàn/người sử dụng hoặc tổ chức sửa chữa.

...

...

...

Trước khi bắt đầu các hoạt động kiểm định và bảo dưỡng bình (NDT, thử áp lực, sửa chữa hay hoán cải), nhân viên phải được sự cho phép làm việc trong vùng lân cận (bên trong hoặc bên ngoài) từ người có trách nhiệm vận hành bình chịu áp lực. Khi có các cá nhân đang ở trong bình, tất cả những người đang làm việc xung quanh bình phải được thông báo rằng có người đang làm việc trong bình. Các cá nhân làm việc bên trong bình phải được thông báo khi có bất kỳ công việc nào sẽ được tiến hành bên trong hay bên ngoài bình trong khi họ đang ở trong bình.

1.5  Vào bình chịu áp lực

Trước khi vào bình chịu áp lực, bình phải được cách ly tuyệt đối với tất cả các nguồn chất lỏng, khí, hơi, bức xạ và điện. Bình phải được xả, tẩy rửa, làm sạch, thông khí và thử bên trong trước khi vào. Các quy trình đảm bảo tính liên tục của việc phòng ngừa và thông gió an toàn để chắc chắn lối thoát an toàn/sự cố cá nhân phải rõ ràng và tất cả những người vào trong hiểu được. Tài liệu phòng ngừa này được yêu cầu trước khi vào bất cứ bình áp lực nào. Trước khi vào bình, các cá nhân phải được cho phép từ người có trách nhiệm vận hành bình. Nếu có yêu cầu, phải trang bị thiết bị bảo vệ cá nhân như thiết bị bảo vệ mắt, phổi và các phần khác của cơ thể khỏi các mối nguy hại xác định mà có thể có bên trong bình. Tất cả các quy trình an toàn vào bình mà nơi hoạt động và phạm vi pháp lý áp dụng yêu cầu phải được tuân theo. Người kiểm định có trách nhiệm đảm bảo các quy trình an toàn, các quy định và cho phép áp dụng vào trong không gian hạn chế phải được tuân theo trước khi vào bình. Người kiểm định cần được trợ giúp để kiểm chứng tất cả các kết nối với bình mà có thể gây ra mối nguy hại cho những người trong bình trong quá trình kiểm định phải được ngắt hoặc bịt thỏa đáng.

1.6  Xem xét hồ sơ

Trước khi thực hiện bất kỳ cuộc kiểm định nào mà Chương này yêu cầu, người kiểm định phải kiểm tra lịch sử trước đây của bình. Phải xem các kết quả kiểm định, sửa chữa trước đó, kế hoạch kiểm định hiện tại cũng như các tính toán kỹ thuật và/hoặc các cuộc kiểm định hoạt động tương tự khác.

2  Kiểm định nhập khẩu

a)  Kiểm tra hồ sơ nhập khẩu.

b)  Kiểm định bên ngoài, đo chiều dày, kích thước, chất lượng mối hàn khi thấy cần thiết.

c)  Thử hoạt động (đối với thiết bị áp lực trên phương tiện).

...

...

...

3.1  Quy định chung

 RBI có thể được sử dụng để xác định thời hạn, loại hình và phạm vi của các cuộc kiểm định/khám nghiệm trong khai thác. Đánh giá RBI xác định rủi ro bằng cách kết hợp xác suất và hậu quả của việc hư hỏng bình. Khi chủ thiết bị chọn thực hiện đánh giá RBI, phải đánh giá hệ thống cả xác suất và hậu quả hư hỏng phù hợp với API 581.

3.2  Đánh giá xác suất

3.2.1  Đánh giá xác suất dựa trên tất cả các hình dạng hư hỏng mà có thể là lý do cho rằng ảnh hưởng tới bình chịu áp lực trong bất kỳ hoạt động thực tế nào. Các loại hư hỏng cơ học bao gồm: hao hụt kim loại bên trong hoặc bên ngoài do ăn mòn cục bộ hoặc tổng thể, các dạng nứt, hư hỏng do luyện kim, ăn mòn, mỏi, giòn, rão.

3.2.2  Ngoài ra, tính hiệu quả của các cuộc kiểm định, bình chịu áp lực và phương pháp được sử dụng để phát hiện ra các hư hỏng cơ học tiềm năng sẽ được đánh giá. Các hệ số khác mà sẽ được xem xét trong đánh giá xác suất bao gồm:

(1)  Sự phù hợp của vật liệu dùng để chế tạo;

(2)  Các điều kiện thiết kế bình, liên quan tới các điều kiện hoạt động;

(3)  Sự phù hợp của bộ luật và tiêu chuẩn chế tạo được áp dụng;

(4)  Tính hiệu quả của chương trình kiểm soát ăn mòn;

...

...

...

(6)  Các yêu cầu về kết cấu và duy trì áp lực; và

(7)  Các điều kiện hoạt động, cả trong quá khứ và trong kế hoạch.

Thông số hư hỏng bình cũng sẽ là thông tin quan trọng cho việc đánh giá này.

3.3  Đánh giá hậu quả

3.3.1  Hậu quả của việc rò rỉ phụ thuộc vào dạng và lượng chất lỏng công nghệ chứa trong bình chịu áp lực. Việc đánh giá hậu quả sẽ xem xét các tai nạn tiềm năng mà có thể xảy ra do rò rỉ chất lỏng, độ lớn rò rỉ và dạng rò rỉ tiềm năng (bao gồm nổ, cháy, thải các chất độc hại).

3.3.2  Đánh giá cũng xác định các tai nạn tiềm năng mà có thể xảy ra do rò rỉ chất lỏng mà có thể bao gồm: ảnh hưởng tới sức khỏe, tổn hại môi trường, hư hỏng bình chịu áp lực và thời gian lãng phí của bình.

3.4  Hồ sơ

 Đánh giá RBI phải được lập thành văn bản một cách chi tiết phù hợp với API 580, Mục 17, xác định rõ ràng tất cả các hệ số có ảnh hưởng tới xác suất và hậu quả của việc hư hỏng bình chịu áp lực. Sau khi thực hiện đánh giá RBI, các kết quả có thể được sử dụng để xác định kế hoạch kiểm định bình và xác định tốt hơn các mục sau:

(1)  Các phương pháp, bình và phương pháp kiểm tra và NDT phù hợp nhất;

...

...

...

(3)  Thời hạn kiểm định bên ngoài, bên trong và hoạt động;

(4)  Việc cần thiết phải thử áp lực sau khi xảy ra hư hỏng, sau khi hoàn thành sửa chữa/hoán cải bình; và

(5)  Có các bước phòng ngừa và hạn chế để giảm thiểu xác suất và hậu quả của việc hư hỏng bình (như sửa chữa, thay đổi công nghệ, kìm hãm).

3.5  Đánh giá hàng năm

3.5.1 Đánh giá hàng năm được tiến hành nhằm xác nhận rằng bình chịu áp lực liên tục thỏa mãn yêu cầu vận hành và mục tiêu đề ra.

3.5.2 Đánh giá hàng năm bao gồm các công việc sau:

a) Xem xét quá trình vận hành;

b) Xem xét các bản quy định kỹ thuật vận hành và các quy trình;

c) Xem xét các báo cáo kiểm định, bảo dưỡng đã được thực hiện trong năm;

...

...

...

3.6 Tần suất đánh giá RBI

Khi đánh giá RBI được sử dụng để xác định thời hạn kiểm định bình, thì đánh giá phải được cập nhật sau mỗi lần kiểm định như nêu ở API 580, Mục 15. Đánh giá RBI cũng phải được cập nhật sau mỗi lần thay đổi phụ tùng hoặc quá trình công nghệ mà có dấu hiệu ảnh hưởng tới mức độ hư hỏng hoặc hư hỏng cơ học và bất kỳ khi nào có hư hỏng không lường trước xảy ra gây hư hỏng cơ học.

4  Kiểm định trên cơ sở thời gian

4.1  Quy định chung

4.1.1   Phải thực hiện kiểm định để xác định rằng tất cả các thành phần hoặc bộ phận quan trọng của bình hoạt động an toàn cho tới lần kiểm định kế tiếp. Các nguy cơ liên quan tới hoạt động dừng, khởi động và khả năng tăng tốc độ ăn mòn ở các bề mặt bình do tiếp xúc với không khí và hơi ẩm phải được đánh giá khi có kế hoạch kiểm định bên trong.

4.1.2  Các loại hình kiểm định khác nhau phụ thuộc vào từng trường hợp và bình chịu áp lực cụ thể, chúng bao gồm:

1)  Kiểm định trong quá trình lắp đặt bình;

2)  Kiểm định bên trong;

3)  Kiểm định bên ngoài;

...

...

...

4.1.3  Các cuộc kiểm định phải được thực hiện phù hợp với kế hoạch kiểm định cho từng bình áp lực. Trong quá trình kiểm định, nếu phát hiện ăn mòn và các loại hư hỏng khác thì phải đánh giá, xác định đặc tính và kích thước theo Mục 5 của Chương này với sai số từ bản vẽ đã được thẩm định.

4.2  Kiểm định trong quá trình lắp đặt

4.2.1  Các bình chịu áp lực phải được kiểm định tại thời điểm lắp đặt để xác minh bình an toàn cho hoạt động, không có hư hỏng nào trong quá trình vận chuyển tới nơi lắp đặt, và có các báo cáo kiểm định lần đầu cho bình. Kiểm định lắp đặt phải tối thiểu các hạng mục sau:

1)  Xác nhận thông tin biển tên phù hợp với các báo cáo dữ liệu của nhà sản xuất và các yêu cầu thiết kế;

2)  Xác nhận bình được lắp đặt đúng, các kết cấu đỡ là thỏa đáng và đảm bảo, thiết bị bên ngoài như thang và bệ chắc chắn, lớp bọc được lắp đặt đúng, các bích nối và các mối nối cơ học khác được kết nối đúng và bình sạch sẽ, khô; và

3)  Xác nhận các thiết bị giảm áp thỏa mãn các yêu cầu thiết kế (thiết bị đúng và áp lực cài đặt đúng) và được lắp đặt đúng.

4.2.2  Nếu xảy ra hư hỏng, phải ghi chép lại và khuyến nghị sửa chữa phù hợp hoặc có thể cần thiết đánh giá kỹ thuật để đảm bảo bình phù hợp cho hoạt động.

4.2.3  Không yêu cầu kiểm định bên trong các bình với điều kiện là hồ sơ (ví dụ như các báo cáo dữ liệu của nhà sản xuất) đảm bảo rằng bình phù hợp với các yêu cầu đặc tính kỹ thuật và thiết kế.

4.3  Kiểm định bên ngoài

...

...

...

4.3.2  Các bình phải được kiểm tra bằng mắt xem có dấu hiệu lồi, độ không tròn, độ lõm và biến dạng. Nếu có nghi ngờ hoặc quan sát thấy có bất kỳ sự biến dạng của bình, thì phải kiểm tra các kích thước tổng thể của bình để xác định mức độ biến dạng.

4.3.3  Kiểm tra thang, cầu thang, bệ hoặc lối đi dẫn tới hoặc gá trên bình.

4.3.4  Kiểm tra bệ đỡ và kết cấu hỗ trợ, neo chốt bu lông, dây chằng, các vòi, hệ thống tiếp đất.

4.3.5  Kiểm tra số lượng và tình trạng các thiết bị phụ trợ như các thiết bị đo và van an toàn, tình trạng của lớp sơn và bọc bảo vệ.

4.3.6  Kiểm tra tình trạng ăn mòn cục bộ hoặc tổng thể trên bề mặt kim loại bên ngoài của bình.

4.3.7  Đối với các bình được bọc bên ngoài, phải kiểm tra tình trạng của lớp bọc. Không cần thiết phải tháo bỏ lớp bọc nếu toàn bộ thân bình được duy trì ở nhiệt độ đủ thấp hoặc đủ cao để phòng ngừa ngưng tụ hơi ẩm. Nếu bình hoạt động ở dải nhiệt dễ bị ăn mòn dưới lớp bọc thì phải kiểm tra CUI như nêu ở 4.8 của Chương này.

4.4  Kiểm định bên trong bình áp lực

4.4.1  Phải kiểm tra kỹ càng các bề mặt thành bên trong bình để phát hiện hư hỏng. Việc kiểm tra thông qua lỗ chui hoặc cửa kiểm tra có thể thay thế cho kiểm tra bên trong khi kích thước của bình quá nhỏ để đảm bảo an toàn khi vào trong bình hoặc tất cả các bề mặt bên trong có thể nhìn rõ ràng và được kiểm tra thỏa đáng từ lỗ chui hoặc cửa - kiểm tra.

4.4.2  Mục đích chính của kiểm định bên trong là phát hiện các hư hỏng mà không thể phát hiện bằng cách giám sát thông thường bên ngoài theo CMLs trong quá trình bình hoạt động. Các phương pháp kiểm tra NDT có thể được yêu cầu để phát hiện hư hỏng.

...

...

...

 Khi các bình chịu áp lực được trang bị các thiết bị bên trong có thể tháo rời, chúng có thể phải được tháo để mở rộng phạm vi kiểm tra các bề mặt thành bình khi cần thiết. Không cần thiết phải tháo toàn bộ thiết bị miễn là đảm bảo rằng hư hỏng hiện có ở vùng không thể tiếp cận do thiết bị bên trong không xảy ra vượt quá các vùng dễ tiếp cận của bình.

4.4.4  Các lớp lót và cặn bên trong bình

1  Trong quá trình kiểm tra, có thể phải tháo bỏ lớp lót hoặc cặn để kiểm tra nếu thấy cần thiết. Bất kể khi nào các chất cặn, như muội than, mà thông thường được phép tồn tại trên bề mặt thành bình, thì việc quan trọng là phải xác định chúng bảo vệ thích đáng hoặc không gây ra hư hỏng trên bề mặt bình.

2  Các lớp lót bên trong (như vật liệu chịu lửa, lớp lót bao đai, các tấm đệm, sơn) phải được kiểm tra. Nếu các lớp lót bên trong ở tình trạng tốt và không có lý do nào khả nghi có hư hỏng bên dưới chúng, thì không cần thiết phải tháo các lớp lót khi kiểm tra bên trong bình. Nếu các lớp lót có dấu hiệu hư hỏng, biến dạng hoặc nứt, thì cần thiết phải tháo các phần của lớp lót để khảo sát tình trạng của lớp lót và bề mặt bình bên dưới. Có thể sử dụng các phương pháp kiểm tra NDT bên ngoài để khảo sát hư hỏng bên dưới các lớp lót.

4.4.5  Kiểm định bên trong có thể được thay thế bằng kiểm định trong trạng thái hoạt động với điều kiện phải thỏa mãn 4.5.4 của Chương này.

4.5  Kiểm định trong trạng thái hoạt động

4.5.1  Kiểm định trong trạng thái hoạt động có thể được yêu cầu theo kế hoạch kiểm định. Khi các cuộc kiểm định hoạt động thành bình được xác định, các phương pháp kiểm tra NDT phù hợp phải được xác định để phát hiện hư hỏng cơ học và các loại khuyết tật liên quan được nêu trong kế hoạch kiểm định.

4.5.2  Cuộc kiểm định có thể bao gồm nhiều phương pháp kiểm tra để đánh giá các hư hỏng cơ học liên quan tới hoạt động. Các phương pháp được sử dụng khi kiểm định phải được lựa chọn theo khả năng của chúng để xác định các hư hỏng cơ học riêng biệt trên bề mặt và khả năng để thực hiện ở trạng thái hoạt động của bình chịu áp lực (như nhiệt độ của kim loại). Kiểm tra chiều dày được mô tả ở 4.6 của Chương này là một phần cơ bản của cuộc kiểm tra trong trạng thái hoạt động.

4.5.3  Có nhiều giới hạn riêng khi áp dụng các phương pháp kiểm tra NDT để xác định vị trí hư hỏng bên trong. Các vấn đề nêu ra có thể ảnh hưởng tới các giới hạn đó bao gồm:

...

...

...

(2)  Loại vật liệu gốc (tấm, ống, đúc);

(3)  Vật liệu hàn;

(4)  Các vòi, các tấm đệm đỡ, tấm gia cường;

(5)  Các phụ tùng bên trong bình;

(6)  Lớp lót hoặc mạ bên trong bình;

(7)  Lối tiếp cận và nhiệt độ thiết bị;

(8)  Các giới hạn riêng ảnh hưởng tới việc lựa chọn phương pháp NDT để xác định hư hỏng cơ học.

4.5.4  Kiểm định trong trạng thái hoạt động có thể được chấp nhận thay thế cho kiểm định bên trong bình chịu áp lực trong các trường hợp sau:

(1)  Khi kích thước hoặc hình dạng của lối vào bình để kiểm định bên trong là không thể;

...

...

...

(a)  Tốc độ ăn mòn chung của bình nhỏ hơn 0,125 mm/năm;

(b)  Tuổi thọ còn lại của bình lớn hơn 10 năm;

(c)  Đặc tính ăn mòn của các thành phần, bao gồm ảnh hưởng của các thành phần vi lượng, được xác định ở tối thiểu 5 năm trong điều kiện hoạt động tương tự hoặc tương đương;

(d)  Không phát sinh tình trạng nghi ngờ khi kiểm định bên ngoài;

(e)  Nhiệt độ làm việc của thân bình bằng thép không vượt quá nhiệt độ thấp hơn của dải nhiệt độ giới hạn đối với mức đứt rão của vật liệu bình được nêu ở Phần 4, Bảng 4.1 của API 579-1/ASME FFS;

(f)  Bình không chịu môi trường nứt hoặc hư hỏng hydrogen trong quá trình xử lý chất lỏng;

(g)  Lớp bọc bình không có dấu hiệu hư hỏng

4.5.5  Trong trường hợp kiểm định hoạt động được chấp nhận, thì cuộc kiểm định này có thể được thực hiện khi bình đang chịu áp hoặc không chịu áp.

4.6  Kiểm tra chiều dày

...

...

...

4.6.2  Mặc dù không yêu cầu đo chiều dày khi bình đang hoạt động, nhưng việc kiểm soát chiều dày khi bình hoạt động là phương pháp cơ bản để kiểm soát tốc độ ăn mòn.

4.6.3  Đăng kiểm viên sẽ xem xét các kết quả đo chiều dày để tìm những bất thường có thể và phải phối hợp với chuyên gia ăn mòn khi tốc độ ăn mòn trong khoảng thời gian ngắn có dấu hiệu thay đổi so với tốc độ ăn mòn đã được xác định trước đó để tìm ra nguyên nhân. Các biện pháp đáp ứng phù hợp đối với tốc độ ăn mòn nhanh có thể bao gồm đo chiều dày bổ sung, quét UT ở các vùng nghi ngờ, kiểm soát quá trình/ăn mòn và xem xét lại kế hoạch kiểm định bình.

4.6.4  Chủ thiết bị phải có trách nhiệm đảm bảo rằng tất cả các cá nhân thực hiện đo chiều dày được đào tạo và chứng nhận phù hợp với quy trình áp dụng trong quá trình kiểm định.

4.7  Kiểm định việc hiệu chuẩn các thiết bị an toàn, đo lường.

4.7.1  Các thiết bị giảm áp lực phải được thử và sửa chữa bởi tổ chức sửa chữa được chứng nhận và có kinh nghiệm trong việc bảo dưỡng van giảm áp.

4.7.2  Các thiết bị an toàn, đo lường (van an toàn, áp kế) lắp trên các bình chịu áp lực phải đáp ứng yêu cầu kỹ thuật đo lường và được kiểm định, hiệu chuẩn theo quy định của pháp luật đo lường, hiệu chuẩn hàng năm và thử pop test 2 năm/lần. Việc kiểm định, hiệu chỉnh các thiết bị an toàn, đo lường phải do cơ quan có thẩm quyền thực hiện.

4.8  Kiểm tra ăn mòn dưới lớp bọc (CUI)

4.8.1  Dải nhiệt độ dễ chịu ảnh hưởng CUI

 Việc kiểm tra CUI phải được xem xét đối với các bình chịu áp lực được bọc cách nhiệt bên ngoài và những bình mà hoạt động gián đoạn hoặc hoạt động ở dải nhiệt độ nằm trong khoảng:

...

...

...

(2)  Từ 60^oC tới 185^oC đối với thép không gỉ austenictic;

(3)  Từ 138^oC tới 185^oC đối với thép không gỉ duplex.

4.8.2  Các vị trí dễ chịu ảnh hưởng CUI trên bình

Đối với thép carbon và thép hợp kim nhẹ, các vị trí có lớp bọc cách nhiệt thường bị ăn mòn. Đối với thép không gỉ austenictic và thép không gỉ duplex, CUI thường là dạng ăn mòn ứng suất chloride bên ngoài vết nứt. Khi phát triển kế hoạch kiểm tra CUI, người kiểm định phải xem xét các vùng mà dễ chịu ảnh hưởng CUI nhất nhưng cũng phải nhận thức được các vị trí hư hỏng CUI mà rất khó dự đoán trước. Trên các bình, các vùng dễ chịu ảnh hưởng CUI nhất là:

(1)  Bên trên lớp bọc hoặc vòng gia cường;

(2)  Các vòi và lỗ người chui;

(3)  Các vị trí xuyên qua khác (như kẹp thang, đỡ ống);

(4)  Các vùng có nguy cơ bị nước xâm nhập do lớp bọc bị hư hỏng;

(5)  Các vùng mà lớp bọc bị thủng;

...

...

...

(7)  Các vùng khác mà dễ bị ngưng đọng nước.

Nếu phát hiện hư hỏng CUI, người kiểm định phải kiểm tra các vùng dễ chịu ảnh hưởng khác trên bình.

4.8.3  Loại bỏ lớp bọc

Mặc dù lớp bọc bên ngoài có thể ở tình trạng tốt, nhưng hư hỏng CUI vẫn có thể xảy ra ở bên dưới lớp bọc. Việc kiểm tra CUI có thể yêu cầu tháo bỏ một phần hoặc toàn bộ lớp bọc. Nếu lớp phủ bên ngoài ở tình trạng tốt và không có nguyên do gây hư hỏng bên dưới nó thì không cần thiết phải tháo bỏ lớp bọc để kiểm tra bình.

Việc xem xét tới khả năng có cần thiết phải tháo bỏ lớp bọc hay không bao gồm, nhưng không giới hạn, các hạng mục sau:

(1)  Hậu quả của việc rò rỉ CUI;

(2)  Lịch sử CUI của bình hoặc thiết bị có thể so sánh được;

(3)  Tình trạng trực quan của lớp bọc và lớp phủ bên ngoài;

(4)  Bằng chứng rò rỉ chất lỏng (như vết bẩn);

...

...

...

(6)  Tình trạng/tuổi của lớp sơn bên dưới lớp bọc, nếu có;

(7)  Khả năng hấp thụ/ngậm nhiều nước đối với loại lớp bọc (như hiđrosilicat canxi đối lập với thủy tinh xốp);

(8)  Khả năng áp dụng NDT để định vị hiệu quả CUI mà không cần loại bỏ lớp bọc.

Ngoài ra, việc đo chiều dày thân bình từ bên trong bình chịu áp lực tại các vùng bị CUI cơ bản có thể được thực hiện trong quá trình kiểm định bên trong, nhưng người kiểm định phải nhận thức được rằng hư hỏng CUI thường mang tính cục bộ cao và do đó có thể khó phát hiện từ bên trong bình.

4.9  Thử áp lực

4.9.1  Phải thử áp lực sau khi hoán cải hay sửa chữa lớn. Sau khi sửa chữa (không phải sửa chữa lớn) được hoàn thiện, phải thử áp lực nếu người kiểm định cho rằng nó là cần thiết và ghi rõ trong kế hoạch sửa chữa.

4.9.2  Về cơ bản, thử áp lực được thực hiện trên bình nguyên vẹn. Tuy nhiên, vì lý do thực tế, có thể thử áp lực các bộ phận/phần của bình thay cho việc thử toàn bộ bình (như thử áp lực vòi mới lắp đặt).

4.9.3  Thử áp lực chỉ được tiến hành khi kiểm định bên trong và bên ngoài đạt yêu cầu.

4.9.4  Trước khi áp dụng thử áp lực, phải có các quy trình và phòng ngừa phù hợp để đảm bảo an toàn cho người tham gia thử áp lực. Không được kiểm tra tiếp cận các bộ phận của bình nếu áp lực lớn hơn MAWP.

...

...

...

4.9.6  Trước khi thử thủy lực, các kết cấu nâng đỡ và thiết kế bệ phải được xem xét để đảm bảo chúng phù hợp cho trọng tải của đợt thử thủy lực. Tất cả các bình và bộ phận khác mà có thể chịu toàn bộ áp lực thử thủy lực phải được kiểm tra để đảm bảo chúng phù hợp với áp lực thử, nếu không chúng phải được cách ly khỏi việc thử.

4.9.7  Để giảm thiểu rủi ro vỡ giòn khi thử áp lực, nhiệt độ kim loại phải được duy trì ở mức cao hơn MDMT hoặc MAT tối thiểu là 17^oC đối với các bình có chiều dày lớn hơn 5 cm và 6^oC đối với các bình có chiều dày từ 5 cm trở xuống. Nhiệt độ thử không cần lớn hơn 50^oC trừ khi có thông tin về đặc tính nứt của vật liệu bình chỉ ra rằng nhiệt độ thử yêu cầu phải cao hơn.

4.9.8  Trong trường hợp không có quy định riêng tại các tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng để kiểm tra thiết bị cụ thể, áp suất thử thủy lực thiết bị trong khai thác sử dụng như sau:

(1)  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc của thành đến 200^0C, áp suất thử theo Bảng 7.

(2)  Đối với các bình chịu áp lực tráng men, áp suất thử thủy lực theo quy định của người chế tạo nhưng không được thấp hơn áp suất làm việc cho phép.

Bảng 7. Áp suất thử

Loại bình chịu áp lực

Áp suất làm việc tối đa cho phép P_lv (bar)

Áp suất thử

...

...

...

- Các bình, xitéc hoặc thùng (trừ bình đúc)

nhỏ hơn 5

1,5P_lv nhưng không nhỏ hơn 2

- Các bình, xitéc hoặc thùng (trừ bình đúc)

từ 5 trở lên

1,25 P_lv nhưng không nhỏ hơn 3 + P_lv

- Các bình chịu áp lực đúc và các chai

Không phụ thuộc áp suất

1,5 P_lv

...

...

...

(4)  Đối với các bình chịu áp lực có nhiệt độ làm việc cao hơn 400^oC, áp suất thử không nhỏ hơn 2P_lv.

4.9.9  Bình chịu áp lực phải chịu áp suất thử trong thời gian 5 phút, sau đó giảm dần đến áp suất làm việc và duy trì áp suất này trong suốt thời gian khám xét.

4.9.10  Trường hợp không có điều kiện thử thủy lực do ứng suất trên bệ móng, trên sàn gác hoặc ngay trong bản thân bình chịu áp lực quá lớn vì khối lượng của nước; do khó xả nước ra; do có các lớp lót bên trong ngăn cản việc cho nước vào thì cho phép thay thử bằng thử áp lực khí (không khí hoặc khí trơ) với áp suất bằng 1,1 P_lv. Việc thử khí chỉ cho phép khi có kết quả tốt về khám xét bên ngoài và bên trong bằng mắt thường hoặc bằng các phương pháp không phá hủy NDT.

4.9.11  Khi thử áp lực bằng khí phải áp dụng các biện pháp an toàn sau đây:

(1)  Van và áp kế trên đường ống nạp khí phải đưa ra xa chỗ đặt bình hoặc để ở ngoài buồng đặt bình;

(2)  Trong thời gian chịu áp lực thử khí, người không có trách nhiệm phải tránh ra một chỗ an toàn;

(3)  Không được gõ búa lên thành bình trong khi thử áp lực bằng khí.

 Bình chịu áp lực phải chịu được áp suất thử trong thời gian 5 phút, sau đó giảm dần đến áp suất làm việc và tiến hành kiểm tra độ kín các mối nối bằng dung dịch xà phòng hoặc bằng các biện pháp khác.

4.9.12 Nếu không thử áp lực sau khi hoán cải hoặc sửa chữa lớn thì phải kiểm tra bằng phương pháp NDT phù hợp. Các quy trình NDT thay thế cho thử áp lực sau sửa chữa lớn hoặc hoán cải chỉ có thể được thực hiện sau khi kỹ sư và người kiểm định thẩm định. Trong các trường hợp như vậy, cần thiết phải đánh giá FFS để xác định kích thước nứt tới hạn để đưa ra tiêu chuẩn chấp nhận cho phương pháp NDT.

...

...

...

5  Ghi, phân tích và đánh giá dữ liệu kiểm định

5.1  Xác định tốc độ ăn mòn

5.1.1  Các bình chịu áp lực hiện có

1  Tốc độ ăn mòn do hư hỏng cơ học được xác định bằng độ chênh lệch giữa hai lần đo chiều dày chia cho khoảng thời gian giữa hai lần đo. Việc xác định tốc độ ăn mòn có thể bao gồm các dữ liệu chiều dày được thu thập qua nhiều hơn 2 lần đo. Việc sử dụng tốc độ ăn mòn ngắn hạn hay dài hạn sẽ được người kiểm định xác định. Tốc độ ăn mòn ngắn hạn được xác định cơ bản bởi 2 lần đo gần nhất, trong khi tốc độ ăn mòn dài hạn được xác định giữa lần đo gần nhất và lần đo ban đầu của bình chịu áp lực. Các tốc độ khác nhau này giúp xác định tốc độ ăn mòn hiện tại do các hoạt động trải qua dài hạn. Tốc độ ăn mòn dài hạn (LT) phải được tính toán theo công thức:

(ST) ttrước- thiện tại khoảng thời gian giữa ttrướcvà thiện tại (năm) tban đầu - thiện tại ... ... ... Trong đó: + tban đầu:  Chiều dày ban đầu tại các vị trí kiểm soát ăn mòn (CML) như chiều dày hiện tại. Nó là chiều dày ban đầu tại các vị trí CML này hoặc là chiều dày bắt đầu trong môi trường có tốc độ ăn mòn mới, (mm). + thiện tại:  Chiều dày hiện tại tại các vị trí kiểm soát ăn mòn, (mm), được đo trong đợt kiểm định gần nhất. +ttrước:  Chiều dày được đo vào đợt kiểm định trước đó. Có cùng vị trí với chiều dày hiện tại, (mm). 2  Khi coi tốc độ ăn mòn là một phần của đánh giá dữ liệu, thì người kiểm định, kết hợp với chuyên gia về ăn mòn, sẽ lựa chọn tốt độ ăn mòn mà thể hiện chính xác nhất tình trạng hiện tại của bình chịu áp lực. Các điều sau cần được xem xét khi dự tính tốc độ ăn mòn nào sẽ được sử dụng ở khu vực bị ăn mòn để tính toán tuổi thọ còn lại và hạn kiểm định tiếp theo của bình: (1)  Ăn mòn cơ học cục bộ hay tổng thể; (2)  Các vị trí chịu tác động của chất lỏng, chất lỏng xâm thực, hoặc tình trạng ăn mòn - xâm thực; (3)  Xác định thời điểm ban đầu của sự cố ăn mòn (nếu bình không phải khai thác lần đầu) là cơ bản để đo độ hao hụt thành bình và khoảng thời gian phù hợp để xác định tốc độ ăn mòn; ... ... ... (5)  Tác dụng của việc hình thành cặn tới việc bảo vệ các bộ phận khỏi ăn mòn hoặc hao hụt lớp bảo vệ (ví dụ như tốc độ chất lỏng cao hơn loại bỏ lớp bảo vệ khỏi thành bình); (6)  Các nguy cơ tiềm tàng gây ăn mòn nhanh tại các khu vực cố định (ví dụ như những nơi mà sunfua sắt có thể tích tụ); (7)  Hoạt động liên tiếp trong phạm vi cửa sổ hoạt động an toàn. Các bình chịu áp lực được lắp đặt mới hoặc thay đổi điều kiện khai thác 3  Đối với bình chịu áp lực mới hoặc bình mà sẽ được thay đổi điều kiện khai thác, một trong các phương pháp sau sẽ được sử dụng để xác định tốc độ ăn mòn có thể của bình. Tuổi thọ còn lại và thời hạn kiểm định có thể được xác định từ tốc độ ăn mòn này. (1)  Tốc độ ăn mòn có thể được tính toán từ thông số được chủ giàn/người sử dụng tập hợp từ các bình chịu áp lực đang hoạt động trong cùng điều kiện khai thác hoặc tương đương. Nếu không có thông số trên các bình đang hoạt động trong cùng điều kiện khai thác hoặc tương đương thì phải xem xét tới các lựa chọn khác. (2)  Tốc độ ăn mòn có thể được xác định mời chuyên gia về ăn mòn. (3)  Tốc độ ăn mòn có thể xác định từ các thông số được công bố trên các bình trong cùng điều kiện khai thác hoặc tương đương. (4)  Nếu tốc độ ăn mòn không thể xác định được bằng bất kỳ phương pháp nào đã nêu ở trên, thì việc xác định khi bình chịu áp lực hoạt động sẽ được thực hiện sau khoảng thời gian khai thác từ 03 đến 06 tháng có sử dụng các thiết bị kiểm soát ăn mòn phù hợp hoặc các phép đo chiều dày thực tế của bình. Các đợt xác định kế tiếp sẽ được thực hiện tại các khoảng thời gian phù hợp cho đến khi xác định được tốc độ ăn mòn tin cậy. Nếu sau này phát hiện ra rằng tốc độ ăn mòn giả định không chính xác thì tốc độ ăn mòn trong các phép tính tuổi thọ còn lại sẽ phải được thay đổi bằng tốc độ ăn mòn thực tế. ... ... ... 5.2.1  Tuổi thọ còn lại của bình (tính bằng năm) phải được tính toán theo công thức sau: Trong đó: + thiện tại:  Chiều dày hiện tại của CML, (mm), được đo trong đợt kiểm định gần nhất; + thiện tại:  Chiều dày yêu cầu ở cùng CML hoặc bộ phận, (mm), như phương pháp đo cảm tính. Nó được ước tính bằng các công thức thiết kế (ví dụ như các công thức về áp lực và kết cấu) và không bao gồm chiều dày dự trữ ăn mòn cho phép hoặc sai số cho phép của nhà chế tạo. 5.2.2  Có thể sử dụng phân tích thống kê trong việc tính toán tốc độ ăn mòn và tuổi thọ còn lại cho các bộ phận của bình chịu áp lực. Phương pháp tiếp cận thống kê này có thể được áp dụng để đánh giá việc thay thế kiểm định bên trong hoặc để xác định thời hạn kiểm định bên trong. Phải chú ý để đảm bảo rằng việc xử lý các thông số thống kê phản ánh được tình trạng thực tế các bộ phận của bình, đặc biệt là những bộ phận mà chịu ăn mòn cục bộ. Có thể không áp dụng phân tích thống kê cho các bình ngẫu nhiên nhưng có dấu hiệu ăn mòn cục bộ. Phải lập văn bản phương pháp phân tích áp dụng. 5.3  Xác định áp lực làm việc cho phép lớn nhất (MAWP) 5.3.1  MAWP để bình tiếp tục hoạt động phải căn cứ vào các phép tính toán mà được xác định trong phiên bản áp dụng mới nhất của Bộ luật ASME hay bộ luật chế tạo của bình. Kết quả MAWP từ các tính toán này phải không được lớn hơn MAWP ban đầu trừ phi việc đánh giá lại được thực hiện phù hợp với 6.2 của Chương này. 5.3.2  Các phép tính có thể chỉ được thực hiện nếu các chi tiết quan trọng sau phù hợp với các yêu cầu áp dụng của bộ luật được sử dụng: các thiết kế đỉnh, thân và gia cường vòi; các đặc tính kỹ thuật của vật liệu; ứng suất cho phép; hiệu quả của mối nối hàn; các tiêu chuẩn chấp nhận trong kiểm định; và các yêu cầu hoạt động theo chu kỳ. ... ... ... Trong đó: + C:  Là tốc độ ăn mòn hàng năm, (mm) + I:  Là thời hạn tới lần kiểm định bên trong hoặc kiểm định hoạt động kế tiếp, (năm) + t hiện tại:  Là chiều dày thực tế, (mm), được đo trong đợt kiểm định gần nhất. 5.3.4  Phải đo chiều dày nhiều lần khi chiều dày thực tế lớn hơn hoặc nhỏ hơn chiều dày được ghi trong báo cáo thử vật liệu hoặc báo cáo thông số của nhà chế tạo, đặc biệt nếu bộ phận được chế tạo bằng phương pháp đúc. Quy trình đo chiều dày phải được người kiểm định thẩm định. 5.4  Phân tích FFS cho các khu vực bị ăn mòn 5.4.1  Quy định chung  Chiều dày thực tế và tốc độ ăn mòn lớn nhất đối với bất kỳ phần nào của bình chịu áp lực cũng có thể được điều chỉnh tại bất kỳ cuộc kiểm định nào qua việc xem xét các vấn đề dưới đây. ... ... ... 1  Đối với khu vực mà có kích thước lớn, chiều dày thân bình chịu áp lực có thể được tính trung bình trên chiều dài không vượt quá: (1)  Đối với các bình chịu áp lực có đường kính trong nhỏ hơn hoặc bằng 150 cm, 1/2 đường kính của bình hoặc 50 cm, lấy giá trị nào lớn hơn; (2)  Đối với các bình chịu áp lực có đường kính trong lớn hơn 150 cm, 1/3 đường kính bình hoặc 40 cm, lấy giá trị nào lớn hơn. 2  Dọc theo chiều dài xác định, việc đo chiều dày phải được thực hiện ở các khoảng cách đều nhau. Đối với các vùng có kích thước đáng kể, nhiều đường trong vùng bị ăn mòn có thể được đánh giá để xác định đường nào có chiều dày trung bình nhỏ nhất. Phải thỏa mãn các yêu cầu sau khi sử dụng chiều dày trung bình chịu áp lực: (1)  Khu vực hao hụt kim loại được làm phẳng không có vết khía (nghĩa là tập trung ứng suất cục bộ không đáng kể); (2)  Thiết bị không hoạt động trong giới hạn rão; (3)  Các bộ phận không hoạt động theo chu kỳ; (4)  Trong bộ dữ liệu phải có tối thiểu 15 điểm được đo chiều dày; (5)  Số lượng điểm đo tối thiểu phải bao gồm chiều dày trung bình; ... ... ... 3  Nếu ứng suất chu vi chi phối, (đặc trưng cho hầu hết các bình chịu áp lực) việc đo chiều dày phải được thực hiện theo chiều dài dọc. Nếu ứng suất chu vi chi phối (do tải trọng gió hoặc yếu tố khác), thì việc đo chiều dày được thực hiện theo chiều dài chu vi (cung). 4  Khi tính chiều dày trung bình gần kết cấu không liên tục (ví dụ vòi, phần chuyển tiếp hình nón, và chỗ bích nối), phải xem xét riêng biệt các giới hạn đối với chiều dày trung bình cho các khu vực cửa sổ gia cường (hoặc khu vực khác có ứng suất cục bộ cao) và khu vực bên ngoài hoặc kế cận với cửa sổ gia cường (hoặc khu vực khác có ứng suất cục bộ cao). (1)  Khi đo chiều dày trung bình gần vòi, chiều dài dự tính không được vượt quá phạm vi giới hạn của khu vực gia cường được xác định trong bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn chế tạo. Phải xem xét gia cường bổ sung trong thiết kế gia cường vòi (ví dụ như đường kính đệm gia cường được làm to hơn khi xem xét tải trọng đường ống hoặc tải trọng gió). (2)  Việc xem xét kỹ thuật đối với chiều dày trung bình trong phạm vi cửa sổ gia cường cho kết cấu không liên tục được nêu trong API 579-1/ASME FFS-1, Phần 4. 5  Khi tính toán tuổi thọ còn lại theo 5.2, chiều dày trung bình nhỏ nhất của chiều dài bất kỳ trong vùng bị ăn mòn được chọn thay thế cho chiều dày hiện tại (thiện tại). 5.4.3  Đánh giá rỗ mòn  Trong đợt kiểm định hiện tại, các rỗ mòn rải rác ở xa nhau có thể được bỏ qua nếu đáp ứng các yêu cầu sau: (1)  Chiều dày còn lại dưới lỗ rỗ lớn hơn ½ chiều dày yêu cầu (½ tyêu cầu); (2)  Tổng diện tích của khu vực có lỗ rỗ sâu hơn chiều dày dự trữ không vượt quá 45 cm^2 trong phạm vi đường tròn bất kỳ có đường kính 20 cm; ... ... ... Có thể sử dụng API 579-1/ASME FFS-1, Phần 6 để đánh giá các dạng phát triển rỗ khác nhau, xác định tốc độ lan truyền rỗ, và đánh giá các vấn đề tiềm năng khắc phục rỗ so với việc thay thế bộ phận. Chiều sâu vết rỗ tối đa và phạm vi rỗ nêu trong biểu đồ đánh giá rỗ của API 579-1/ASME FFS-1, Mức 1 có thể được sử dụng để đánh giá phạm vi rỗ cho phép trước cuộc kiểm định kế tiếp. 5.4.4  Các phương pháp đánh giá khác cho hao mòn chiều dày 1  Thay thế cho các quy trình nêu trong 5.4.2 và 5.4.3 các bộ phận có chiều dày nhỏ hơn chiều dày yêu cầu có thể được đánh giá theo cách sử dụng thiết kế bằng các phương pháp phân tính của ASME VIII, Div. 2, Phụ lục 4 hoặc API 579/ASME FFS-1, Phụ lục B-1. Các phương pháp này cũng có thể được sử dụng để đánh giá các vùng hỗn hợp, nơi mà các khiếm khuyết được loại bỏ. Điều quan trọng là phải đảm bảo rằng không có các góc cạnh sắc tại các vùng hỗn hợp để giảm tập trung ứng suất. 2  Khi sử dụng ASME VIII, Div. 2, Phụ lục 4, chỉ số ứng suất sử dụng trong thiết kế bình chịu áp lực ban đầu sẽ thay thế cho chỉ số ứng suất cho phép tối đa (Sm) của Div. 2 nếu ứng suất thiết kế nhỏ hơn hoặc bằng 2/3 độ bền chảy tối thiểu xác định (SMYS). Nếu ứng suất thiết kế ban đầu lớn hơn 2/3 độ bền chảy tối thiểu xác định, thì 2/3 độ bền chảy tối thiểu xác định sẽ thay thế cho Sm. 5.4.5  Điều chỉnh hiệu suất mối nối  Khi bề mặt bình chịu áp lực bị ăn mòn ở xa mối hàn và hiệu suất mối nối nhỏ hơn 1.0, có thể thực hiện việc tính toán độc lập sử dụng hệ số mối nối hàn thích hợp (thường là 1.0). Đối với phép tính này, bề mặt tại mối hàn bao gồm 2,5 cm hoặc 2 lần chiều dày yêu cầu từ hai phía của mối hàn (đo từ chân mối hàn), lấy giá trị nào lớn hơn. 5.4.6  Vùng bị ăn mòn ở chỏm, đáy bình chịu áp lực 1  Chiều dày yêu cầu tại vùng bị ăn mòn của các chỏm, đáy dạng ellip và hình cầu có thể được xác định như sau: (1)  Tại vùng khớp nối, sử dụng công thức tính thích hợp trong bộ luật ASME, tiêu chuẩn, quy chuẩn chế tạo; ... ... ... Bảng 8. Giá trị hệ số bán kính hình cầu D/2h K1 3,0 1,36 2,8 1,27 2,6 1,18 ... ... ... 1,08 2,2 0,99 2,0 0,90 1,8 0,81 1,6 0,73 ... ... ... 0,65 1,2 0,57 1,0 0,50 Lưu ý: Bán kính hình cầu tương đương bằng K1xD; tỉ số trục bằng D/2h. Phương pháp nội suy được phép sử dụng để xác định giá trị trung gian. 2  Đối với các chỏm, đáy dạng hình cầu, bán kính sử dụng trong công thức hemi-spherical là bán kính chỏm (bằng đường kính ngoài của thân bình đối với chỏm, đáy dạng torispherical tiêu chuẩn, cho dù bán kính khác đã được chấp nhận). 3  Đối với các chỏm, đáy dạng ellip, bán kính sử dụng trong công thức hemi-spherical phải tương đương với bán kính hình cầu  x D, trong đó D là đường kính trong của thân bình và  được nêu ở Bảng 8. Trong Bảng 8, h là ½ chiều dài của trục nhỏ, bằng độ lõm bên trong của chỏm dạng ellip được đo từ đường tiếp tuyến. Đối với nhiều chỏm dạng ellip, D/2h bằng 2,0. 5.5  Đánh giá phù hợp cho hoạt động (FFS evaluation) ... ... ... (1)  Để đánh giá lượng hao hụt kim loại của phần ăn mòn dự trữ, có thể thực hiện đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 4, 5 hoặc 6 khi áp dụng. (2)  Để đánh giá rỗ khí, hư hỏng HIC/SOHIC và sự phân lớp, cần phải đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 7 và Phần 13. (3)  Để đánh giá độ lệch của mối hàn và biến dạng thân bình, cần phải thực hiện đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 8. (4)  Để đánh giá các vết rạn nứt, cần phải thực hiện đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 9. Khi thực hiện phương pháp siêu âm chùm góc để xác định kích thước vết nứt, người thực hiện phải được sát hạch UT phù hợp. (5)  Để đánh giá tác động của hư hỏng cháy nổ, cần phải thực hiện đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 10. (6)  Để đánh giá ảnh hưởng của hư hỏng do cháy, cần phải thực hiện đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 11. (7)  Để đánh giá hư hỏng do lõm, lỗ đục trên các bộ phận, cần phải đánh giá phù hợp cho hoạt động thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 12. 5.6  Xác định chiều dày yêu cầu Chiều dày yêu cầu phải căn cứ vào việc xem xét tới áp suất, cơ học và kết cấu mà có sử dụng công thức thiết kế phù hợp và ứng suất cho phép của bộ luật ASME. Đối với các hoạt động có hậu quả tiềm năng cao nếu có hư hỏng xảy ra, kỹ sư phải xem xét tăng chiều dày yêu cầu lớn hơn chiều dày tối thiểu được tính toán để dự phòng cho tải trọng bất ngờ hoặc tải chưa biết, hao hụt kim loại chưa rõ nguyên nhân, hoặc chống lại việc lạm dụng thông thường. ... ... ... Đối với các bình chịu áp lực mà không có biển hiệu và có tối thiểu hoặc không có hồ sơ chế tạo, thiết kế, có thể thực hiện các bước sau để thẩm tra tính toàn vẹn hoạt động: (1)  Thực hiện kiểm tra để xác định tình trạng của bình, bao gồm việc kiểm tra kích thước toàn bộ các bộ phận cần thiết để xác định chiều dày yêu cầu tối thiểu và sự phù hợp của thiết kế của bình (như đáy bình, thân bình, các lỗ khoét, tấm gia cường); (2)  Xác định các thông số thiết kế và chuẩn bị bản vẽ; (3)  Thực hiện các tính toán thiết kế dựa vào các tiêu chuẩn, bộ luật ASME, tiêu chuẩn, quy chuẩn, áp dụng. Không được sử dụng thông số ứng suất cho phép của Bộ luật ASME hiện tại (dựa vào hệ số thiết kế 3,5) cho các bình được thiết kế theo phiên bản hoặc phụ chương của Bộ luật ASME trước các phụ lục 1999 và không được thiết kế theo Code Case 2290 hoặc ASME Code Case 2278. Đối với các bình được thiết kế theo phiên bản hoặc phụ chương của Bộ luật ASME trước các phụ lục 1999 và không được thiết kế theo Code Case 2290 hoặc ASME Code Case 2278, sử dụng giá trị ứng suất cho phép trong ASME Code  trước 1999 (dựa vào hệ số thiết kế 4,0 hoặc 5,0). Xem ASME Code, Section VIII, Division I, Mục UG-10(c) để có hướng dẫn trong việc đánh giá vật liệu không xác định. Nếu không tuân theo UG-10(c), thì đối với thép carbon, sử dụng ứng suất cho phép đối với SA-283 Cấp C; và đối với vật liệu là hợp kim hoặc kim loại màu, sử dụng phân tích huỳnh quang X-ray để xác định loại vật liệu mà giá trị ứng suất cho phép căn cứ.  Khi không rõ phạm vi chụp X-quang ban đầu, thì sử dụng hệ số mối nối 0,7 đối với đường hàn giáp mối, hoặc xem xét chụp X-quang nếu yêu cầu hệ số mối nối cao hơn. (thừa nhận rằng việc thực hiện chụp X-quang các đường hàn của bình có tối thiểu hoặc không có hồ sơ chế tạo, thiết kế có thể dẫn đến việc cần thiết cho đánh giá phù hợp cho hoạt động và các sửa chữa quan trọng). (4)  Gắn biển hiệu hoặc đóng dấu thể hiện áp lực và nhiệt độ làm việc lớn nhất cho phép, nhiệt độ làm việc nhỏ nhất và ngày tháng đánh giá. (5)  Thực hiện thử áp lực sớm nhất có thể, theo yêu cầu bởi bộ luật chế tạo được sử dụng trong các tính toán thiết kế. 5.8  Báo cáo và hồ sơ ... ... ... Các hồ sơ của bình chịu áp lực và thiết bị xả áp lực phải bao gồm 4 loại thông tin thích ứng với sự toàn vẹn cơ học như sau: (1)  Thông tin về thiết kế và chế tạo: số chế tạo của thiết bị hoặc số nhận dạng khác, báo cáo dữ liệu của nhà chế tạo, dữ liệu kỹ thuật thiết kế, các tính toán thiết kế của bình, tính toán kích cỡ của van giảm áp và các bản vẽ chế tạo. (2)  Lịch sử kiểm định: các dữ liệu và báo cáo kiểm định của mỗi đợt kiểm định được thực hiện (như kiểm định bên trong, bên ngoài, đo chiều dày), và các khuyến nghị cho các báo cáo kiểm định sửa chữa phải ghi ngày của mỗi đợt kiểm định và/hoặc khám nghiệm, ngày kiểm định của đợt kiểm định kế tiếp, tên người thực hiện kiểm định và/hoặc khám nghiệm, số chế tạo hoặc số nhận dạng khác của thiết bị được kiểm định, mô tả cuộc kiểm định và/hoặc khám nghiệm được thực hiện, và kết quả của đợt kiểm định và/hoặc khám nghiệm. Các ghi chép RBI của bình phải phù hợp với API 580, Section 17. (3)  Thông tin về sửa chữa, hoán cải và đánh giá lại như: (a)  Các biểu mẫu sửa chữa và hoán cải. (b)  Các báo cáo mà chỉ ra rằng thiết bị vẫn đang hoạt động có các khiếm khuyết, sửa chữa tạm thời hoặc khuyến nghị được xác định để sửa chữa, là phù hợp cho hoạt động đến khi hoàn thành sửa chữa; và (c)  Hồ sơ đánh giá lại (bao gồm các tính toán đánh giá lại, điều kiện thiết kế mới và đóng dấu chứng thực). (4)  Các yêu cầu cho hồ sơ đánh giá phù hợp cho hoạt động được mô tả trong API 579-1/ASME FFS-1, Phần 2.8. Các yêu cầu về hồ sơ cho loại khuyết tật riêng biệt được nêu trong các phần tương ứng của API 579-1/ASME FFS-1. 5.8.2  Các bản ghi bảo dưỡng và hoạt động tại hiện trường, ví dụ như các điều kiện hoạt động, bao gồm cả quá trình phân tán mà có thể ảnh hưởng đến tính toàn vẹn cơ học, hư hỏng cơ học từ việc bảo dưỡng phải được đệ trình khi có yêu cầu của đăng kiểm viên. ... ... ... 6.1  Sửa chữa và hoán cải 6.1.1  Quy định chung Tất cả các sửa chữa, hoán cải phải được thực hiện bởi tổ chức, cá nhân sửa chữa phù hợp với các nguyên tắc áp dụng của Quy chuẩn này, hoặc bộ luật ASME, tiêu chuẩn áp dụng trong sửa chữa hoặc chế tạo. Tổ chức sửa chữa phải tuân theo các yêu cầu về an toàn được áp dụng như nêu ở Điều 1 Mục III của Chương này. 6.1.2  Thẩm định Trước khi thực hiện sửa chữa hoặc hoán cải, tất cả các phương pháp dự định cho thiết kế, thi công, vật liệu, các quy trình hàn, NDT và thử nghiệm phải được thẩm định. Đăng kiểm viên xác định các điểm kiểm tra chính được thực hiện trong quá trình thi công công việc. Đăng kiểm viên phải thẩm định tất cả các công việc sửa chữa và hoán cải theo các điểm chính xác định và sau khi hoàn thành công việc thỏa mãn với bản vẽ sửa chữa. 6.1.3  Thiết kế Các mối nối, vòi hoặc các phần thay thế mới phải thỏa mãn các yêu cầu thiết kế của bộ luật chế tạo áp dụng. Thiết kế các phần thay thế và các vòi mới phải sử dụng các yêu cầu về ứng suất cho phép tương tự như sử dụng trong thiết kế của bình. Thiết kế, vị trí và phương pháp gắn thiết bị phải phù hợp với các yêu cầu của bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn chế tạo áp dụng. Khi có hư hỏng cho các phần của bình quá lớn mà việc sửa chữa không thể phục hồi thỏa mãn các yêu cầu thiết kế thì các phần này phải được thay thế. 6.1.4 Vật liệu ... ... ... 6.1.5  Sửa chữa khuyết tật Việc sửa chữa các khuyết tật được phát hiện ở các bộ phận của bình chịu áp lực được thực hiện bằng nhiều phương pháp phụ thuộc vào kích thước và bản chất của khuyết tật, vật liệu chế tạo và các yêu cầu thiết kế của bình. Kỹ thuật sửa chữa có thể được phân loại thành sửa chữa tạm thời hoặc cố định phụ thuộc vào thiết kế và sự phù hợp của chúng so với bộ luật, tiêu chuẩn chế tạo áp dụng. 1  Sửa chữa tạm thời (1)  Quy định chung Sửa chữa tạm thời phải được thực hiện tới khi đăng kiểm viên kiểm định và đồng ý việc sửa chữa này, bình chịu áp lực đủ điều kiện hoạt động tiếp tục cho tới khi có thể thực hiện sửa chữa cố định. Sửa chữa tạm thời phải được loại bỏ và thay thế bằng sửa chữa cố định phù hợp tại đợt bảo dưỡng kế tiếp. Sửa chữa tạm thời có thể được duy trì trong thời gian dài hơn nếu được đăng kiểm viên đánh giá, thẩm định và lập hồ sơ. Hồ sơ sửa chữa tạm thời phải bao gồm: (a) Vị trí sửa chữa tạm thời; (b) Mô tả chi tiết việc sửa chữa, như vật liệu chế tạo, chiều dày, kích thước mối hàn, phương pháp NDT được thực hiện; (c) Chi tiết các phân tích được thực hiện; (d) Các yêu cầu cho kiểm định về sau, và ... ... ... Các kế hoạch kiểm định phải bao gồm việc giám sát tính toàn vẹn của việc sửa chữa tạm thời cho tới khi hoàn thiện sửa chữa cố định. Tham khảo Điều 2.4 và 3.6, ASME PCC-2 để có hướng dẫn về hướng dẫn sửa chữa bịt lỗ rò rỉ bằng hộp hàn và kẹp cơ học. (2) Sửa chữa cục bộ bằng hàn đắp (a) Có thể sử dụng phương pháp hàn đắp để sửa chữa tạm thời các khu vực hư hỏng, ăn mòn hoặc xói mòn của các bộ phận bình chịu áp lực. Không được sửa chữa các vết nứt bằng phương pháp hàn đắp ngoại trừ khi xác định rằng các vết nứt sẽ không phát triển ở dưới mối hàn đắp này. Ở một số trường hợp cần thiết có thể thực hiện phân tích phù hợp cho hoạt động. Việc sửa chữa bằng phương pháp hàn đắp phải được thẩm định. (b) Các mối hàn đắp yêu cầu xem xét tới thiết kế riêng biệt, đặc biệt liên quan tới tính hiệu quả mối nối hàn. (i) Hàn đắp có thể được áp dụng ở bề mặt trong và ngoài của thân, đỉnh và đáy bình. Tốt hơn hết là áp dụng trên bề mặt bên ngoài để dễ dàng kiểm định hoạt động. (ii) Các mối hàn đắp được thiết kế để hấp thụ biến dạng màng của các phần sao cho phù hợp với các quy định của bộ luật chế tạo, với kết quả như sau: + Ứng suất màng cho phép không được vượt quá ở các phần của bình hoặc ở lớp hàn đắp; + Sự biến dạng ở các lớp hàn đắp không làm cho ứng suất của mối hàn đắp vượt quá ứng suất cho phép đối với các mối hàn đó. Việc ngoại trừ áp dụng quy định này phải được đảm bảo bằng việc phân tích phù hợp cho hoạt động thích hợp. ... ... ... (c) Hàn đắp không được thực hiện trên bề mặt của mối hàn đắp sẵn có ngoại trừ khi gia cường bổ sung các lỗ khoét nếu được bộ luật chế tạo cho phép. Khi hàn đắp kế cận một mối hàn đắp sẵn có, khoảng cách giữa chân mối hàn đắp không được nhỏ hơn: Trong đó: + d: Khoảng cách tối thiểu giữa chân mối hàn của các mối hàn đắp kế cận, (mm); + R: Bán kính trong của bình, (mm); + t: Chiều dày hiện tại của thành bình ở dưới đường hàn, (mm). Việc miễn áp dụng quy định này trong một số môi trường có hệ quả thấp (ví dụ như các hoạt động xói mòn do áp suất thấp) phải được bảo đảm bằng phân tích kết hợp rủi ro và FFS phù hợp. (d) Các mối hàn đắp phải được làm tròn ở các chỗ lượn góc với bán kính tối thiểu là 25 mm. (3) Sửa chữa bằng nẹp phủ ... ... ... (a) Được thẩm định thiết kế và lập hồ sơ; (b) Việc sửa chữa không bao gồm vết nứt ở thân bình trừ khi được xác định rằng vết nứt sẽ không phát triển ở bên dưới nẹp phủ. Trong một số trường hợp cần phải phân tích FFS; (c) Nẹp phủ được thiết kế chịu được áp suất thiết kế của bình; (d) Toàn bộ đường hàn dọc ở vị trí nẹp phủ là đường hàn giáp mối xuyên thấu hoàn toàn có hiệu suất mối nối thiết kế và được kiểm định phù hợp với bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng; (e) Chu vi mối hàn đắp gắn nẹp phủ với thành bình được thiết kế để truyền toàn bộ tải dọc ở thân bình, sử dụng hiệu suất mối nối bằng 0,45. Nếu cần thiết, phải xem xét ảnh hưởng về độ lệch tâm của nẹp phủ so với thân bình về kích thước của mối hàn đính kèm nẹp phủ; (f) Phương pháp kiểm tra NDT bề mặt thích hợp được thực hiện ở tất cả các mối hàn đính; (g) Nếu có, phải xem xét độ bền mỏi của các mối hàn đính, ví dụ như độ bền mỏi do nẹp phủ có độ giãn nở khác so với thân bình; (h) Vật liệu nẹp phủ và vật liệu hàn phải phù hợp cho tiếp xúc với chất lỏng ở các điều kiện thiết kế và nẹp phủ có lượng ăn mòn dự trữ phù hợp; (i) Hư hỏng cơ học mà cần sửa chữa phải được xem xét để xác định việc cần thiết hay không việc giám sát bổ sung và kiểm định tiếp theo của việc sửa chữa. ... ... ... Các vòi không xuyên qua thân bình chịu áp lực (bao gồm cả nắp ống đính kèm) có thể được sử dụng như là sửa chữa cố định các khuyết tật không phải là các vết nứt khi thiết kế và phương pháp đính phù hợp với các yêu cầu áp dụng của bộ luật, tiêu chuẩn thích hợp. Thiết kế và gia cường cho các vòi như thế phải xem xét tới hao hụt vật liệu ban đầu của thân bình ở xung quanh vòi. Vật liệu của vòi phải phù hợp để tiếp xúc với chất lỏng được chứa ở các điều kiện thiết kế và phải có lượng ăn mòn dự trữ phù hợp. Hư hỏng cơ học mà cần sửa chữa phải được xem xét để xác định việc cần thiết hay không việc giám sát bổ sung và kiểm định tiếp theo của việc sửa chữa. 2  Sửa chữa cố định (1) Các phương pháp sửa chữa cố định cơ bản bao gồm: (a) Khoét khuyết tật, kết hợp với mài để bề mặt đồng mức thỏa mãn API 579-1/ASME FFS-1, Phần 5. Đồng thời tham khảo ASME PCC-2, Điều 3.4, hướng dẫn sửa chữa bằng khoét vết rạn nứt và hàn. (b) Khoét khuyết tật và hàn sửa chữa hố khoét. (c) Thay thế phần hoặc bộ phận chứa khuyết tật. (d) Hàn che phủ khu vực bị ăn mòn. (e) Bổ sung nẹp hoặc tấm lót vào bề mặt bên trong. Phải được tư vấn khi sửa chữa vết nứt tại phần không liên tục, nơi mà ứng suất tập trung lớn (như vết nứt ở đường hàn vòi với thân bình). ... ... ... Các tấm thân bình bị ăn mòn hoặc hư hỏng có thể được sửa chữa bằng cách loại bỏ một phần hoặc thay thế bằng miếng vá bổ sung (miếng vá phẳng) thỏa mãn bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng. Các tấm chèn có thể được sử dụng nếu thỏa mãn các yêu cầu sau: (a) Sử dụng mối hàn vát mép ngấu hoàn toàn. (b) Các đường hàn được chụp X-quang phù hợp với bộ luật chế tạo áp dụng. Kiểm tra siêu âm thỏa mãn ASME Code Case 2235 hoặc ASME Code, Section VIII, Division 2, mục 7.7.5 có thể được sử dụng để thay thế cho chụp X-quang nếu các quy trình kiểm tra NDT được người kiểm định thẩm định. (c) Tất cả các góc của tấm chèn mà không mở rộng tới đường hàn ngang hay dọc hiện có phải được lượn góc với bán kính tối thiểu là 25 mm. Đường hàn lân cận với các đường hàn hiện có phải được kỹ sư thẩm định. 3  Độ bền vật liệu đệm đối với lớp phủ và sửa chữa các mối hàn hiện có (1) Vật liệu đệm dùng cho sửa chữa mối hàn phải có độ bền kéo tối thiểu bằng hoặc lớn hơn độ bền kéo tối thiểu của vật liệu cơ bản. (2) Nếu vật liệu đệm có độ bền kéo tối thiểu nhỏ hơn độ bền kéo tối thiểu của vật liệu cơ bản, việc so sánh thành phần hóa học giữa chúng phải được xem xét liên quan tới khả năng hàn và hư hỏng trong khai thác. Ngoài ra, phải thỏa mãn các yêu cầu sau: (a) Chiều dày sửa chữa không được lớn hơn 50% chiều dày yêu cầu của vật liệu cơ bản (không bao gồm lượng ăn mòn dự trữ). (b) Chiều dày của vật liệu hàn sửa chữa phải được tăng bởi tỉ lệ của độ bền kéo tối thiểu của vật liệu cơ bản trên độ bền kéo tối thiểu của vật liệu đệm. ... ... ... Trong đó: + Tđệm:  Chiều dày của vật liệu hàn sửa chữa, (mm). + d:  Chiều sâu hao hụt vật liệu cơ bản do ăn mòn và chuẩn bị mối hàn, (mm). + Scơ bản:  Độ bền kéo của vật liệu cơ bản, (bar). + Sđệm:  Độ bền kéo của vật liệu đệm, (bar). (c) Chiều dày tăng lên sau sửa chữa phải được mài cạnh và vát nghiêng thành một đoạn chuyển tiếp trên khoảng cách ít nhất là 3 lần độ chênh lệch giữa hai mặt tiếp giáp. (d) Việc sửa chữa phải được thực hiện với tối thiểu 2 đường hàn. 4  Sửa chữa lớp bọc và phủ của đường hàn kim loại không gỉ (1)  Quy trình sửa chữa để phục hồi các khu vực có lớp bọc hoặc phủ bị ăn mòn, bị gỡ bỏ hoặc thiếu phải được Đăng kiểm viên thẩm định trước khi thực hiện. ... ... ... (3)  Đối với bình chịu áp lực tiếp xúc với nguyên tử hydro di chuyển trong kim loại cơ bản (hoạt động trong môi trường hydro ở nhiệt độ cao hoặc tiếp xúc với các khu vực của vật liệu cơ bản bị ăn mòn), đăng kiểm viên phải xem xét các yếu tố bổ sung khi triển khai kế hoạch sửa chữa: (a)   Sự nhả khí khỏi vật liệu cơ bản. (b)   Sự hóa cứng của vật liệu cơ bản do hàn, mài hoặc khoét vòm. (c)   Kiểm soát nhiệt độ khi gia nhiệt và trong khi hàn. (d)   Xử lý nhiệt sau khi hàn để giảm sự hóa cứng và phục hồi các đặc tính cơ học. Các việc sửa chữa này phải được kiểm tra, giám sát để đảm bảo phù hợp với các yêu cầu sửa chữa. Sau khi làm mát tới nhiệt độ môi trường, phải kiểm tra bằng phương pháp PT tại vị trí sửa chữa theo ASME Code, Section VIII, Division I, Phụ lục 1. (4)  Đối với các bình chịu áp lực được chế tạo bằng vật liệu cơ bản P-3, P-4, P-5, kim loại cơ bản tại vị trí sửa chữa phải được kiểm tra nứt bằng phương pháp siêu âm phù hợp với ASME Code, Section V, Điều 4, mục T-473. Cuộc kiểm tra này được thực hiện thích hợp nhất là cách tối thiểu 24 giờ sau khi hoàn thành sửa chữa đối với các hợp kim có đặc tính chậm nứt. 6.1.6  Hàn và gia nhiệt 1  Quy định chung ... ... ... 2  Quy trình, chứng nhận và báo cáo (1)  Tổ chức, cá nhân sửa chữa phải sử dụng thợ hàn và quy trình hàn được chứng nhận phù hợp. (2)  Tổ chức, cá nhân sửa chữa phải lưu giữ các báo cáo của quy trình hàn được chứng nhận và báo cáo chứng nhận quy trình. Các báo cáo này phải được trình cho Đăng kiểm viên trước khi bắt đầu hàn. 3  Gia nhiệt  Nhiệt độ gia nhiệt sử dụng trong hàn sửa chữa phải phù hợp với bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn áp dụng và quy trình hàn được chứng nhận. Việc miễn áp dụng gia nhiệt phải được thẩm định, và yêu cầu áp dụng đặc tính kỹ thuật của quy trình hàn mới nếu nhiệt độ gia nhiệt nhỏ hơn nhiệt độ quy định trong WPS thực tế. Người kiểm định phải đảm bảo rằng nhiệt độ gia nhiệt tối thiểu được đo và duy trì. Có thể lựa chọn phương pháp gia nhiệt mối hàn truyền thống, tham khảo Điều 2.8, ASME PCC-2. 4  Xử lý nhiệt sau khi hàn (PWHT) (1)  Quy định chung PWHT trong sửa chữa hoặc hoán cải bình chịu áp lực phải được thực hiện thỏa mãn các quy định liên quan của Quy chuẩn này, bộ luật, tiêu chuẩn chế tạo áp dụng hoặc quy trình PWHT khác được thẩm định như nêu ở 6.1.6-4(3). Tham khảo Điều 2.14, ASME PCC-1 về xử lý nhiệt vùng của bình. (2)  Xử lý nhiệt sau khi hàn cục bộ ... ... ... (a)  Việc áp dụng được thẩm định, quy trình được trình bày bởi người có kinh nghiệm trong chuyên môn phù hợp; (b)  Quy trình phù hợp phải được đánh giá qua các hệ số sau: (i)  Chiều dày vật liệu cơ bản; (ii)  Độ chênh lệch nhiệt; (ii)  Đặc tính của vật liệu (độ cứng, bền); (iv)  Các thay đổi do xử lý nhiệt sau khi hàn cục bộ; (v)  Sự cần thiết cho các mối hàn xuyên thấu; (vi)  Kiểm tra bề mặt và thể tích khi xử lý nhiệt sau hàn cục bộ; (vii)  Các biến dạng cục bộ và tổng thể do nhiệt của vùng bị nén cục bộ của thân bình áp lực. ... ... ... (d)  Nhiệt độ xử lý nhiệt sau hàn cục bộ yêu cầu phải được duy trì trong khoảng cách không ít hơn 2 lần chiều dày vật liệu cơ bản, được đo từ chân của đường hàn. Nhiệt độ xử lý nhiệt sau hàn cục bộ phải được kiểm soát bởi lượng cặp nhiệt phù hợp (tối thiểu là 2). Khi xác định số lượng cặp nhiệt cần thiết, phải xem xét tới kích thước và hình dáng của vùng được xử lý nhiệt; (e)  Việc kiểm soát nhiệt lượng phải được áp dụng cho các vòi bất kỳ hoặc bộ phận bất kỳ gắn với bình trong phạm vi vùng xử lý nhiệt sau hàn cục bộ; (f)  Khi xử lý nhiệt sau hàn được thực hiện để chống lại nứt do môi trường, phải xem xét đặc tính luyện kim để đánh giá quy trình có được chấp nhận hay không. (3)  Các phương pháp gia nhiệt hoặc hàn đắp có kiểm soát (CDW) thay thế cho PWHT (a)  Quy định chung (i)  Tham khảo điều 2.9, ASME PCC-2 để có thông tin bổ sung lựa chọn thay thế cho PWHT. (ii)  Gia nhiệt và CDW có thể được sử dụng để thay thế cho PWHT khi PWHT không thích hợp hoặc về mặt cơ học là không cần thiết. Trước khi sử dụng bất kỳ phương pháp thay thế nào, phải xem xét tính luyện kim để đảm bảo phương pháp lựa chọn thay thế là phù hợp. Việc xem xét phải chú ý tới các hệ số như nguyên nhân thực hiện PWHT ban đầu của thiết bị, khả năng nhạy cảm với ăn mòn ứng suất nứt, các ứng suất tại vị trí mối hàn, khả năng nhạy cảm với sự thâm nhập của hydrogen ở nhiệt độ cao, Đăng kiểm viên có trách nhiệm kiểm chứng rằng các phương pháp được sử dụng phù hợp với tiêu chuẩn của chủ thiết bị và các yêu cầu của phần này. (iii)  Việc lựa chọn phương pháp hàn phải căn cứ vào các quy định của bộ luật chế tạo áp dụng cho kế hoạch công việc song song với xem xét kỹ thuật phù hợp của mối hàn trong tình trạng vừa hàn xong ở các điều kiện thử áp lực và thử hoạt động. (iv)  Khi có dẫn chứng theo chỉ định của ASME, số P-No và số nhóm trong phần này cho các vật liệu, thì các yêu cầu của phần này áp dụng cho vật liệu sử dụng của bộ luật ban đầu trong chế tạo, hoặc ASME hoặc bộ luật khác phù hợp của các đặc tính cơ học và thành phần hóa học với các chỉ số nhóm và lượng P của ASME. ... ... ... (b)  Phương pháp gia nhiệt (không yêu cầu thử độ bền va đập) (i)  Phương pháp gia nhiệt, khi thực hiện thay cho PWHT, phải được giới hạn cho các vật liệu và phương pháp hàn sau: +  Phải giới hạn vật liệu cho P-№ 1, Nhóm 1, 2 và 3; và P-№ 3, Nhóm 1 và 2 (không bao gồm Mn-Mo ở Nhóm 2). +  Phải giới hạn việc hàn là các phương pháp hàn hồ quang kim loại bảo vệ (SMAW), hàn hồ quang kim loại trong khí (GMAW) và hàn hồ quang vonfram (GTAW). (ii)  Phải thực hiện phương pháp gia nhiệt như sau: +  Khu vực hàn phải được gia nhiệt và duy trì ở nhiệt độ tối thiểu là 150^oC trong khi hàn. +  Nhiệt độ 150^oC phải được kiểm tra để đảm bảo rằng một khoảng 100 mm vật liệu hoặc 4 lần chiều dày vật liệu (lấy giá trị nào lớn hơn) ở mỗi bên của mép đường hàn được duy trì ở nhiệt độ tối thiểu khi hàn. Nhiệt độ giữa các lớp hàn tối đa không được vượt quá 315^oC. +  Khi mối hàn không xuyên thấu toàn bộ chiều dày vật liệu, nhiệt độ gia nhiệt tối thiểu và nhiệt độ giữa các lớp hàn tối đa chỉ cần duy trì ở khoảng 100 mm vật liệu hoặc 4 lần chiều sâu của mối hàn sửa chữa, lấy giá trị nào lớn hơn ở mỗi phía của mối nối. Lưu ý: Không yêu cầu thử độ bền va đập khi sử dụng phương pháp gia nhiệt này thay thế cho PWHT. ... ... ... Phương pháp CDW có thể được sử dụng để thay thế cho PWHT nếu thỏa mãn các yêu cầu sau: (i)  Thử độ dai va đập, mà theo ASME Code, Section VIII, Division 1, Phần UG-84 và UCS-66 xác định là cần thiết khi bộ luật chế tạo áp dụng lần đầu hoặc bộ luật chế tạo áp dụng cho công việc dự định yêu cầu thử va đập; (ii)  Vật liệu phải được giới hạn là thép trong P-№ 1, P-№ 3 và P-№ 4; (iii)  Phải giới hạn việc hàn là các phương pháp SMAW, GMAW và GTAW; (iv)  Các thông số kỹ thuật của quy trình hàn phải được soạn thảo và chứng nhận cho mỗi phương pháp áp dụng. Quy trình hàn phải đưa ra nhiệt độ gia nhiệt và nhiệt độ giữa các lớp hàn và bao gồm nhiệt độ xử lý nhiệt theo yêu cầu ở mục (vi) của quy định này. Chiều dày chứng nhận cho các tấm thử và rãnh hàn sửa chữa phải phù hợp với Bảng 9. Vật liệu thử cho việc chứng nhận quy trình hàn phải vật liệu có đặc tính tương tự như đặc tính của vật liệu ban đầu (bao gồm loại, cấp, điều kiện xử lý nhiệt). Nếu đặc tính của vật liệu ban đầu không dùng nữa, thì vật liệu thử phải phù hợp nhất với vật liệu được sử dụng trong chế tạo, nhưng trong mọi trường hợp không được sử dụng vật liệu có độ bền thấp hơn hoặc có tỉ lệ carbon nhiều hơn 0,35%. (v)  Khi bộ luật, tiêu chuẩn, quy chuẩn chế tạo áp dụng cho công việc dự định yêu cầu thử va đập, thì báo cáo chứng nhận quy trình hàn (PQR) phải bao gồm các thử nghiệm phù hợp để xác định nếu độ bền của vật liệu hàn và vùng ảnh hưởng nhiệt của vật liệu cơ bản ở điều kiện vừa hàn xong là tương đương ở nhiệt độ kim loại thiết kế tối thiểu (như quy định trong ASME Code, Section VIII, Division 1, Phần UG-84 và UCS 66). Nếu cần thiết giới hạn về độ cứng (như nêu ở NACE SP0472 và NACE MR0103) để chống ăn mòn ứng suất nứt, thì PQR cũng phải bao gồm các thử nghiệm về độ cứng. (vi)  Các thông số kỹ thuật của quy trình hàn phải bao gồm các yêu cầu bổ sung sau: +  Các thông số cơ bản bổ sung của ASME Code, Section IX, Mục QW-250; +  Nhiệt lượng hàn tối đa cho mỗi lớp hàn không được vượt quá nhiệt lượng được sử dụng trong thử nghiệm chứng nhận quy trình hàn; ... ... ... +  Nhiệt độ giữa các lớp hàn tối đa không được lớn hơn nhiệt độ được sử dụng trong thử nghiệm chứng nhận quy trình hàn; +  Phải kiểm tra nhiệt độ gia nhiệt để đảm bảo rằng trong phạm vi 100 mm của vật liệu hoặc 4 lần chiều dày vật liệu (lấy giá trị nào lớn hơn) ở mỗi bên của mối nối hàn được duy trì ở nhiệt độ tối thiểu trong khi hàn. Khi đường hàn không xuyên thấu hết chiều dày vật liệu, nhiệt độ gia nhiệt tối thiểu chỉ cần duy trì ở khoảng cách 100 mm hoặc 4 lần chiều sâu của đường hàn sửa chữa (lấy giá trị nào lớn hơn) ở mối bên của mối hàn. +  Đối với các phương pháp hàn ở mục (iii), chỉ sử vật liệu hàn có hàm lượng hydro thấp H8 hoặc thấp hơn H8. Khi sử dụng khí bảo vệ, thì khí này phải có điểm sương không được lớn hơn -50^oC. Các bề mặt chuẩn bị hàn phải được duy trì ở điều kiện khô trong quá trình hàn và không bị gỉ, lớp vảy và các sản phẩm từ hydro như dầu, mỡ và các vật liệu hữu cơ khác. +  Kỹ thuật hàn phải là CDW, đường hàn ủ hoặc kỹ thuật nửa đường hàn. Kỹ thuật riêng biệt phải được sử dụng trong thử nghiệm chứng nhận quy trình hàn. +  Đối với các đường hàn SMAW, sau khi hoàn thiện mối hàn và không được phép làm mát kết cấu hàn tới nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ gia nhiệt tối thiểu, thì nhiệt độ của kết cấu hàn phải được tăng tới nhiệt độ 260^oC ± 30^oC trong khoảng thời gian tối thiểu là 2 tiếng để hỗ trợ loại khí hydro khuếch tán của vật liệu hàn trong khi hàn. Có thể không cần xử lý hydro nếu dùng que hàn có hàm lượng hydro thấp H4. +  Sau khi mối hàn sửa chữa hoàn thiện đã nguội, mũ gia cường đường hàn phải được mài ngang bằng với bề mặt vật liệu cơ bản. 5  Kiểm tra NDT mối hàn (1)  API 577 đưa ra hướng dẫn kiểm tra NDT mối hàn và kết cấu hàn. Trước khi hàn, thông thường vùng được chuẩn bị hàn phải được kiểm tra bằng MT hoặc PT để xác định rằng không có khuyết tật sẵn có. Việc kiểm tra này đặc biệt quan trọng sau khi loại bỏ vết nứt hoặc các khuyết tật khác. (2)  Sau khi hoàn thiện đường hàn, nó phải được kiểm tra lại bằng phương pháp NDT phù hợp để xác định rằng không có khuyết tật, sử dụng các tiêu chuẩn được người kiểm tra chấp nhận hoặc bộ luật áp dụng trong chế tạo. ... ... ... Chiều sâu t của rãnh đường hàn thử nghiệm^* Chiều sâu được chứng nhận của rãnh đường hàn sửa chữa^* Chiều dày T của đường hàn mẫu thử nghiệm Chiều dày của vật liệu cơ bản được chứng nhận t < t < 50 mm < T t ... ... ... > 50 mm Từ 50 mm trở lên ^* chiều sâu rãnh đường hàn cho việc chứng nhận quy trình phải đủ sâu để cho phép loại bỏ của các mẫu thử yêu cầu. (3)  Các đường hàn mới, là một phần của sửa chữa hoặc hoán cải bình mà tiêu chuẩn quy chuẩn, bộ luật chế tạo yêu cầu phải chụp X-quang (như các đường hàn chu vi hoặc dọc thân bình), thì phải được kiểm tra X-quang phù hợp với bộ luật chế tạo. Trong trường hợp không thể thực hiện kiểm tra X-quang, các bề mặt có thể tiếp cận được của mỗi đường hàn mới phải được kiểm tra toàn bộ bằng UT thay thế cho RT và/hoặc phương pháp NDT phù hợp khác để xác định rằng không tồn tại khuyết tật. UT thay thế cho RT phải tuân theo ASME Code Case 2235 hoặc ASME Code, Section VIII, Division 2, mục 7.5.5. Nếu phương pháp khác được sử dụng chứ không phải là UT để thay thế RT, tính hiệu quả mối nối phải được giảm tới giá trị phù hợp với không chụp X-quang. Nếu thực tế không thể sử dụng các phương pháp NDT theo quy định của bộ luật chế tạo, thì có thể lựa chọn các phương pháp NDT khác nếu chúng được thẩm định. (4)  Các quy định chấp nhận cho việc sửa chữa hoặc hoán cải bằng hàn phải phù hợp với các phần áp dụng của ASME Code hoặc bộ luật cơ sở khác mà bình chịu áp lực áp dụng. 6  Kiểm tra mối hàn cho các bình chịu áp lực bị nứt vỡ (Brittle Fracture) Đối với các bình chịu áp lực được chế tạo bằng vật liệu mà có thể bị nứt vỡ (theo API 579-1/ASME FFS-1, Phần 3 hoặc theo phân tích khác) do hoạt động thông thường hay bất thường (bao gồm khởi động, dừng và thử áp lực), phải thực hiện các cuộc kiểm tra phù hợp sau khi hàn sửa chữa hoặc hoán cải. Các vết rạn nứt hoặc ứng suất khác có thể là khởi đầu của nứt vỡ khi bình chịu áp lực hoạt động hoặc thử thủy lực. Phương pháp MT hoặc NDT bề mặt hiệu quả khác nên được xem xét sử dụng. Các kỹ thuật kiểm tra phải được lựa chọn để phát hiện các vết rạn nứt tới hạn như được xác định bởi đánh giá FFS. 6.2  Đánh giá lại 6.2.1  Việc đánh giá lại bình chịu áp lực khi có thay đổi nhiệt độ thiết kế, nhiệt độ thiết kế vật liệu tối thiểu hoặc MAWP có thể được thực hiện chỉ sau khi thỏa mãn các yêu cầu sau: ... ... ... (2)  Việc đánh giá lại phải được thực hiện phù hợp với các yêu cầu của bộ luật chế tạo bình chịu áp lực. Hoặc có thể lập các tính toán bằng việc sử dụng các công thức phù hợp theo phiên bản mới nhất của bộ luật chế tạo phù hợp với điều kiện là tất cả các chi tiết cơ bản của bình chịu áp lực thỏa mãn các yêu cầu của Chương này. (3)  Các báo cáo của cuộc kiểm tra hiện tại xác minh rằng bình chịu áp lực thỏa mãn cho các điều kiện hoạt động dự kiến và có lượng ăn mòn cho phép phù hợp. Việc tăng áp suất làm việc cho phép hoặc nhiệt độ thiết kế phải căn cứ vào dữ liệu chiều dày được xác định từ đợt kiểm định hoạt động hoặc kiểm định bên trong gần đây. (4)  Bình chịu áp lực phải được thử áp lực bằng việc sử dụng công thức thử áp lực phù hợp của bộ luật được sử dụng để tính toán đánh giá lại trừ khi thỏa mãn các điều sau: (a)  Bình chịu áp lực đôi khi được thử áp lực với áp lực tương đương hoặc lớn hơn áp lực thử mà bộ luật chế tạo yêu cầu; và (b)  Tính toán vẹn của bình chịu áp lực được xác nhận bởi phương pháp kiểm tra NDT riêng biệt để thay thế cho thử thủy lực. (5)  Việc đánh giá lại phải được kỹ sư chấp nhận. 6.2.2  Việc đánh giá lại bình chịu áp lực được xem là hoàn thiện khi gắn biển hiệu bổ sung hoặc đóng dấu bổ sung có các thông tin như ở Hình 2. Hình 1. Biển hiệu bổ sung Đánh giá lại bởi: ... ... ... Số SAP: MAWP:          PSIG                  @                 ^oC MDMT:               ^oC                  @             PSIG Áp lực thử: PSIG PHẦN III:  QUY ĐỊNH QUẢN LÝ 1  Các thiết bị chịu áp lực phải được các Cơ quan Đăng kiểm cấp giấy chứng nhận chất lượng trong thiết kế, chế tạo, sửa chữa, hoán cải và nhập khẩu phù hợp với các quy định của Quy chuẩn này. 2  Bình chịu áp lực sử dụng trên phương tiện giao thông vận tải đường bộ, đường sắt, phải được thực hiện kiểm định theo Quy trình kiểm định an toàn kỹ thuật bình chịu áp lực nêu tại Phụ lục 1 của Quy chuẩn này. 3  Việc kiểm định các chỉ tiêu về kỹ thuật an toàn của bình chịu áp lực có thể áp dụng theo tiêu chuẩn khác theo đề nghị của cơ sở sử dụng, chế tạo với điều kiện tiêu chuẩn đó phải có các chỉ tiêu kỹ thuật về an toàn bằng hoặc cao hơn so với các chỉ tiêu quy định trong các tiêu chuẩn quốc gia được viện dẫn trong Quy chuẩn này. 4  Chất lượng các loại bình chịu áp lực phải do nhân viên kiểm tra NDT, giám sát viên hàn và thợ hàn được cơ quan có thẩm quyền chứng nhận thực hiện. ... ... ... Thủ tục về cấp giấy chứng nhận chất lượng an toàn kỹ thuật thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển, trong thiết kế, chế tạo, sửa chữa, hoán cải, nhập khẩu và khai thác, sử dụng được thực hiện theo các quy định tại Thông tư số 35/2011/TT-BGTVT, ngày 06/5/2011 của Bộ trưởng Bộ Giao thông vận tải “Quy định về thủ tục cấp giấy chứng nhận chất lượng an toàn kỹ thuật thiết bị xếp dỡ, nồi hơi, thiết bị áp lực sử dụng trong giao thông vận tải” (Thông tư 35/2011/TT-BGTVT) và Thông tư số 33/2011/TT-BGTVT, ngày 19/4/2011, của Bộ trưởng Bộ Giao thông vận tải “Quy định về thủ tục cấp giấy chứng nhận chất lượng an toàn kỹ thuật và bảo vệ môi trường phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác và vận chuyển dầu khí trên biển” (Thông tư số 33/2011/TT-BGTVT). 6  Hồ sơ Đăng kiểm cấp 6.1  Hồ sơ Đăng kiểm cấp cho thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và trên phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển trong thiết kế, chế tạo, sửa chữa, hoán cải và nhập khẩu, thực hiện theo biểu mẫu quy định tại Thông tư số 35/2011/TT-BGTVT và Thông tư số 33/2011/TT-BGTVT. 6.2  Hồ sơ Đăng kiểm cấp cho thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển trong khai thác, sử dụng, thực hiện theo biểu mẫu quy định tại Nghị định số 44/2016/NĐ-CP ngày 15 tháng 5 năm 2016 của Chính phủ Quy định chi tiết một số điều của Luật an toàn, về sinh lao động về hoạt động kiểm định kỹ thuật an toàn lao động, huấn luyện an toàn, vệ sinh lao động và quan trắc môi trường lao động. 7  Thời hạn kiểm định của thiết bị chịu áp lực thực hiện theo quy định cho từng loại thiết bị chịu áp lực được lắp đặt trên từng loại phương tiện nêu ở Phần II của Quy chuẩn này. 8  Tổ chức kiểm định thiết bị áp lực phải có Giấy chứng nhận đủ điều kiện hoạt động kiểm định kỹ thuật an toàn lao động do cơ quan có thẩm quyền cấp theo quy định của Nghị định số 44/2016/NĐ-CP và Nghị định số 140/2018/NĐ-CP. Các thiết bị, dụng cụ phục vụ kiểm định phải phù hợp với đối tượng kiểm định và phải được kiểm định, hiệu chuẩn bao gồm: (1) Bơm thủy lực có khả năng đạt đến áp suất thử; (2) Máy đo chiều dày kim loại bằng siêu âm (nếu áp dụng); ... ... ... (4) Máy kiểm tra khuyết tật bằng nội soi (nếu áp dụng); (5) Các loại thước đo; (6) Thiết bị kiểm tra rò rỉ khí (nếu áp dụng); (7) Đèn chiếu sáng có điện áp nhỏ hơn hoặc bằng 12 V. PHẦN IV: TRÁCH NHIỆM CỦA CÁC CƠ QUAN, TỔ CHỨC CÁ NHÂN 1  Các tổ chức, cá nhân liên quan đến sản xuất, chế tạo, hoán cải, nhập khẩu, thiết kế, khai thác sử dụng, quản lý, kiểm tra, chứng nhận kỹ thuật an toàn và bảo vệ môi trường bình chịu áp lực phải tuân thủ các quy định của Quy chuẩn này và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan, chịu trách nhiệm về kết quả kiểm tra. 2  Tổ chức, cá nhân nhập khẩu Chịu trách nhiệm về nguồn gốc, xuất xứ, chất lượng các bình chịu áp lực nhập khẩu. 3  Chủ thiết bị chịu trách nhiệm sửa chữa, bảo dưỡng để bảo đảm tiêu chuẩn an toàn kỹ thuật và bảo vệ môi trường của các bình chịu áp lực giữa hai kỳ kiểm định để duy trì tình trạng kỹ thuật của chúng theo đúng các quy định của Quy chuẩn này. 4  Các tổ chức, cá nhân nhập khẩu, cơ sở chế tạo, cơ sở thử nghiệm, chủ thiết bị phải bảo quản, giữ gìn, không được sửa chữa, tẩy xóa giấy tờ xác nhận kết quả kiểm tra, giấy chứng nhận đã được cấp và xuất trình khi có yêu cầu của người thi hành công vụ có thẩm quyền. ... ... ... 1  Cục Đăng kiểm Việt Nam có trách nhiệm tổ chức triển khai và thực hiện Quy chuẩn này; tham mưu, đề nghị Bộ Giao thông vận tải kịp thời sửa đổi, bổ sung Quy chuẩn này khi cần thiết. 2  Khi các tiêu chuẩn, quy chuẩn, tài liệu viện dẫn, các văn bản quy phạm pháp luật, được dẫn chiếu tại Quy chuẩn này được sửa đổi, bổ sung hoặc được thay thế thì thực hiện theo quy định trong văn bản mới. Phụ lục 1 QUY TRÌNH KIỂM ĐỊNH AN TOÀN KỸ THUẬT BÌNH CHỊU ÁP LỰC, LẮP ĐẶT TRÊN PHƯƠNG TIỆN GIAO THÔNG VẬN TẢI QUY TRÌNH KIỂM ĐỊNH AN TOÀN KỸ THUẬT BÌNH CHỊU ÁP LỰC 1. PHẠM VI VÀ ĐỐI TƯỢNG ÁP DỤNG 1.1. Phạm vi áp dụng ... ... ... Quy trình này không áp dụng cho các loại chai dùng để chứa, chuyên chở khí nén, khí hóa lỏng, khí hòa tan, tích số giữa dung tích (tính bằng lít) và áp suất (tính bằng bar) không quá 200, bình có dung tích nhỏ hơn 25 lít. Căn cứ vào quy trình này, các tổ chức kiểm định kỹ thuật an toàn lao động áp dụng trực tiếp hoặc xây dựng quy trình cụ thể, chi tiết cho từng dạng, loại bình chịu áp lực trên nhưng không được trái với quy định của quy trình này. 1.2. Đối tượng áp dụng - Các doanh nghiệp, cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu, quản lý, sử dụng bình chịu áp lực nêu tại Mục 1.1 của Quy trình này (sau đây gọi tắt là cơ sở); - Các tổ chức hoạt động kiểm định kỹ thuật an toàn lao động. 2. TÀI LIỆU VIỆN DẪN - TCVN 8366:2010 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về thiết kế, kết cấu, chế tạo; - TCVN 6155:1996 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về lắp đặt, sử dụng, sửa chữa; - TCVN 6156:1966 - Bình chịu áp lực - Yêu cầu kỹ thuật an toàn về lắp đặt, sử dụng, sửa chữa, phương pháp thử; ... ... ... Trong trường hợp các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia và tiêu chuẩn quốc gia viện dẫn tại quy trình kiểm định này có bổ sung, sửa đổi hoặc thay thế thì áp dụng theo quy định tại văn bản mới nhất. Việc kiểm định các chỉ tiêu về kỹ thuật an toàn của bình chịu áp lực có thể áp dụng theo tiêu chuẩn khác khi có đề nghị của cơ sở sử dụng, chế tạo với điều kiện tiêu chuẩn đó phải có các chỉ tiêu kỹ thuật về an toàn bằng hoặc cao hơn so với các chỉ tiêu quy định trong các tiêu chuẩn quốc gia được viện dẫn trong quy trình này. 3. THUẬT NGỮ, ĐỊNH NGHĨA  Quy trình này sử dụng các thuật ngữ, định nghĩa trong các tài liệu viện dẫn nêu trên và một số thuật ngữ, định nghĩa trong quy trình này được hiểu như sau: 3.1. Kiểm định kỹ thuật an toàn lần đầu Là hoạt động đánh giá tình trạng kỹ thuật an toàn của bình theo các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia, tiêu chuẩn quốc gia sau khi lắp đặt, trước khi đưa vào sử dụng lần đầu. 3.2. Kiểm định kỹ thuật an toàn định kỳ Là hoạt động đánh giá tình trạng kỹ thuật an toàn của bình theo các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia, tiêu chuẩn quốc gia khi hết thời hạn của lần kiểm định trước. 3.3. Kiểm định kỹ thuật an toàn bất thường ... ... ... - Sau khi sửa chữa, nâng cấp, cải tạo có ảnh hưởng tới tình trạng kỹ thuật an toàn của bình; - Khi sử dụng lại các bình đã nghỉ hoạt động từ 12 tháng trở lên; - Sau khi thay đổi vị trí lắp đặt (đối với bình cố định); - Khi có yêu cầu của cơ sở hoặc cơ quan có thẩm quyền. 4. CÁC BƯỚC KIỂM ĐỊNH Khi kiểm định kỹ thuật an toàn bình chịu áp lực, tổ chức kiểm định kỹ thuật an toàn phải thực hiện lần lượt theo các bước sau: - Kiểm tra hồ sơ bình chịu áp lực; - Kiểm tra kỹ thuật bên ngoài, bên trong; - Kiểm tra kỹ thuật thử nghiệm; ... ... ... - Xử lý kết quả kiểm định. Lưu ý: Các bước kiểm tra tiếp theo chỉ được tiến hành khi kết quả kiểm tra ở bước trước đó đạt yêu cầu. Tất cả các kết quả kiểm tra phải được ghi theo mẫu Biên bản kiểm định kèm theo quy trình này và lưu lại đầy đủ tại tổ chức kiểm định. 5. ĐIỀU KIỆN KIỂM ĐỊNH  Khi tiến hành kiểm định phải đảm bảo các điều kiện sau đây: 5.1. Bình chịu áp lực phải ở trạng thái sẵn sàng đưa vào kiểm định. 5.2. Hồ sơ, tài liệu của thiết bị phải đầy đủ. 5.3. Các yếu tố môi trường, thời tiết không làm ảnh hưởng tới kết quả kiểm định. 5.4. Các điều kiện về an toàn vệ sinh lao động phải đáp ứng để kiểm định bình chịu áp lực. 6. CHUẨN BỊ KIỂM ĐỊNH ... ... ... 6.1. Thống nhất kế hoạch kiểm định, công việc chuẩn bị và phối hợp giữa tổ chức kiểm định với cơ sở, bao gồm cả những nội dung sau: 6.1.1. Chuẩn bị hồ sơ tài liệu của bình. 6.1.2.Tháo môi chất, làm sạch bên trong và bên ngoài bình. 6.1.3. Tháo gỡ từng phần hoặc toàn bộ lớp bọc bảo ôn cách nhiệt nếu có dấu hiệu nghi ngờ kim loại thành bị hư hỏng. Tháo các cửa người chui, cửa vệ sinh. (nếu có) 6.1.4. Chuẩn bị các công việc đảm bảo cho việc xem xét tất cả các bộ phận của bình. 6.1.5. Bình có những bộ phận đốt nóng bằng điện hoặc có các bộ phận chuyển động thì phải tách ra khỏi bình. 6.1.6. Đối với bình làm việc với môi chất độc, dễ cháy nổ phải tiến hành khử môi chất trong bình, đảm bảo không ảnh hưởng cho người khi tiến hành công việc kiểm tra. 6.1.7. Chuẩn bị điều kiện về nhân lực, vật tư phục vụ kiểm định; cử người tham gia và chứng kiến kiểm định. 6.2. Kiểm tra hồ sơ bình chịu áp lực. ... ... ... 6.2.1. Đối với kiểm định kỹ thuật an toàn lần đầu: 6.2.1.1. Kiểm tra hồ sơ của bình chịu áp lực theo quy định về hồ sơ kiểm định nêu tại Điều 12 của Thông tư số 35/2011/TT-BGTVT và lưu ý xem xét các tài liệu Hướng dẫn vận hành, bảo dưỡng sửa chữa;  6.2.1.2. Các báo cáo kết quả hiệu chuẩn thiết bị đo lường; biên bản kiểm tra tiếp đất, chống sét, thiết bị bảo vệ (nếu có). 6.2.2. Đối với kiểm định kỹ thuật an toàn định kỳ: 6.2.2.1. Kiểm tra hồ sơ bình chịu áp lực, theo quy định về hồ sơ kiểm định nêu tại Điều 12 của Thông tư số 35/2011/TT-BGTVT. 6.2.2.2. Hồ sơ về quản lý sử dụng, vận hành, bảo dưỡng; biên bản thanh tra, kiểm tra (nếu có). 6.2.3. Đối với kiểm định kỹ thuật an toàn bất thường: 6.2.3.1. Trường hợp thay đổi vị trí lắp đặt: Kiểm tra hồ sơ bình chịu áp lực, theo quy định về hồ sơ kiểm định nêu tại Điều 12 của Thông tư số 35/2011/TT-BGTVT và xem xét hồ sơ lắp đặt. 6.2.3.2. Trường hợp sau khi bình chịu áp lực không làm việc từ 12 tháng trở lên xem xét hồ sơ như kiểm định kỹ thuật an toàn định kỳ. ... ... ... - Hồ sơ các bình chịu áp lực đầy đủ, chính xác theo quy định. 6.3. Chuẩn bị đầy đủ các phương tiện kiểm định phù hợp để phục vụ quá trình kiểm định. 6.4. Xây dựng và thống nhất thực hiện các biện pháp đảm bảo an toàn với cơ sở trước khi kiểm định. Trang bị đầy đủ dụng cụ, phương tiện bảo vệ cá nhân, đảm bảo an toàn trong quá trình kiểm định. 7. TIẾN HÀNH KIỂM ĐỊNH Khi tiến hành kiểm định phải thực hiện theo trình tự sau: 7.1. Kiểm tra kỹ thuật bên ngoài. 7.1.1. Mặt bằng, vị trí lắp đặt bình chịu áp lực. 7.1.2. Hệ thống chiếu sáng vận hành. 7.1.3. Sàn thao tác, cầu thang, giá treo... ... ... ... 7.1.5. Kiểm tra các thông số kỹ thuật trên nhãn mác của bình chịu áp lực so với hồ sơ của bình. 7.1.6. Kiểm tra tình trạng của các thiết bị an toàn, đo lường và phụ trợ về số lượng, kiểu loại, các thông số kỹ thuật so với hồ sơ thiết bị. 7.1.7. Các loại van lắp trên bình chịu áp lực về số lượng, kiểu loại, các thông số kỹ thuật so với hồ sơ thiết bị. 7.1.8. Kiểm tra tình trạng các thiết bị phụ trợ khác kèm theo phục vụ quá trình làm việc của bình. 7.1.9. Kiểm tra tình trạng mối hàn, bề mặt kim loại các bộ phận chịu áp lực của bình chịu áp lực. Khi có nghi ngờ thì yêu cầu cơ sở áp dụng các biện pháp kiểm tra bổ sung phù hợp để đánh giá chính xác hơn. 7.1.10. Kiểm tra tình trạng kỹ thuật của lớp cách nhiệt (nếu có). 7.1.11. Kiểm tra các chi tiết ghép nối. Đánh giá kết quả: Kết quả đạt yêu cầu khi: (1) Thiết bị chịu áp lực sử dụng trên phương tiện giao thông cơ giới đường bộ không có các hiện tượng nêu tại điểm 2, khoản B, mục V, chương 2, phần II của Quy chuẩn này; ... ... ... 7.2. Kiểm tra kỹ thuật bên trong 7.2.1. Kiểm tra tình trạng bề mặt kim loại các bộ phận chịu áp lực của bình. 7.2.2. Kiểm tra tình trạng cặn bẩn, han gỉ, ăn mòn thành kim loại bên trong của bình chịu áp lực. 7.2.3. Kiểm tra tình trạng mối hàn, bề mặt kim loại các bộ phận chịu áp lực của bình chịu áp lực. Khi có nghi ngờ thì yêu cầu cơ sở áp dụng các biện pháp kiểm tra bổ sung phù hợp để đánh giá chính xác hơn. 7.2.4. Đối với những vị trí không thể tiến hành kiểm tra bên trong khi kiểm định thì việc kiểm tra tình trạng kỹ thuật phải được thực hiện theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo. Trong tài liệu phải ghi rõ: hạng mục, phương pháp và trình tự kiểm tra. 7.2.5. Trường hợp bình chịu áp lực có ống chùm, nếu thấy nghi ngờ về tình trạng kỹ thuật trong khu vực ống chùm thì phải yêu cầu cơ sở tháo từng phần hoặc toàn bộ ống chùm ra để kiểm tra. 7.2.6. Khi không có khả năng kiểm tra bên trong do đặc điểm kết cấu của bình chịu áp lực, cho phép thay thế việc kiểm tra bên trong bằng thử thủy lực với áp suất thử quy định và kiểm tra những bộ phận có thể kiểm tra được. 7.2.7. Khi phát hiện có những khuyết tật làm giảm độ bền thành chịu áp lực (thành bị mỏng, các mối nối mòn…) cần giảm thông số làm việc của bình chịu áp lực. Việc giảm thông số phải dựa trên cơ sở tính lại sức bền theo các số liệu thực tế. Đánh giá kết quả: Kết quả đạt yêu cầu khi: ... ... ... (2) Không có các chi tiết bắt xiết bị mòn, các mối nối bị hỏng; 7.3. Kiểm tra kỹ thuật, thử nghiệm 7.3.1. Bình chịu áp lực được miễn thử bền khi kiểm định lần đầu nếu thời gian thử xuất xưởng không quá 12 tháng, được bảo quản tốt, khi vận chuyển, lắp đặt không có biểu hiện bị va đập, biến dạng. Biên bản kiểm định phải ghi rõ lý do và đính kèm các biên bản thử xuất xưởng của cơ sở chế tạo, biên bản nghiệm thu lắp đặt (nếu có). 7.3.2. Nếu bình có kết cấu nhiều phần làm việc ở cấp áp suất khác nhau có thể tách và thử riêng cho từng phần. 7.3.3. Khi kiểm tra, phải có biện pháp cách ly để đảm bảo các thiết bị bảo vệ tự động, đo lường không bị phá hủy ở áp suất thử. Trong trường hợp không đảm bảo được thì phải tháo các thiết bị này ra. 7.3.4. Thử bền. 7.3.4.1. Môi chất thử là chất lỏng (nước, chất lỏng không ăn mòn, độc hại), chất khí (khí trơ, không khí). Nhiệt độ môi chất thử dưới 50^oC và không thấp hơn nhiệt độ môi trường xung quanh quá 5^oC. 7.3.4.2. Áp suất thử, thời gian duy trì áp suất thử được quy định tại bảng 1 dưới đây. Bảng 1: Áp suất thử, thời gian duy trì áp suất thử bền ... ... ... Áp suất làm việc (bar) Áp suất thử (bar) Thời gian duy trì (phút) Các bình có nhiệt độ làm việc của thành đến 200^oC. (Trừ bình đúc) < 5 1,5Plv nhưng không nhỏ hơn 2 bar ... ... ... ≥ 5 1,25 Plv nhưng không nhỏ hơn Plv +3 bar 5 Các bình có nhiệt độ thành trên 200^0C đến 400^0C Không phụ thuộc áp suất làm việc Không nhỏ hơn 1,5 Plv 5 Các bình có nhiệt độ thành trên 400^0C ... ... ... Không nhỏ hơn 2 Plv 5 Các bình đúc Không phụ thuộc áp suất làm việc 1,5Plv nhưng không nhỏ hơn 3 bar 5 Bình tráng men ... ... ... Thử theo quy định của nhà chế tạo, nhưng không nhỏ hơn Plv 5 Plv - Áp suất làm việc. 7.3.4.3. Trình tự thử bền: 7.3.4.3.1. Nạp môi chất thử: Nạp đầy môi chất thử vào bình. (lưu ý việc xả khí khi thử bằng chất lỏng) 7.3.4.3.2. Tăng áp suất lên đến áp suất thử (lưu ý tăng từ từ để tránh hiện tượng dãn nở đột ngột làm hỏng bình và nghiêm cấm việc gõ búa khi ở áp suất thử). Theo dõi, phát hiện các hiện tượng bất thường trong quá trình thử. 7.3.4.3.3. Duy trì áp suất thử theo quy định. 7.3.4.3.4. Giảm áp suất từ từ về áp suất làm việc, giữ nguyên áp suất này trong suốt quá trình kiểm tra. Sau đó giảm áp suất về (0); khắc phục các tồn tại (nếu có) và kiểm tra lại kết quả đã khắc phục được. 7.3.4.4. Trường hợp không có điều kiện thử bằng chất lỏng do ứng suất trên bệ móng, trên sàn gác hoặc khó xả môi chất lỏng, do có lớp lót bên trong ngăn cản việc cho môi chất lỏng vào, cho phép thử bền bằng khí . ... ... ... 7.3.4.4.2. Khi thử khí phải áp dụng biện pháp an toàn sau: - Van và áp kế trên đường ống nạp khí phải đưa ra xa chỗ đặt bình hoặc để ngoài buồng đặt bình; - Trong thời gian bình chịu áp lực thử khí, người không có trách nhiệm phải tránh ra một chỗ an toàn. 7.3.4.4.3. Kiểm tra độ kín bằng dung dịch xà phòng hoặc bằng các biện pháp khác. Nghiêm cấm gõ búa lên thành bình trong khi thử bằng áp lực khí. Đánh giá kết quả: Kết quả thử đạt yêu cầu khi: - Không có hiện tượng nứt; - Không tìm ra bọt khí, bụi nước, rỉ nước qua các mối hàn, mối nối; - Không phát hiện có biến dạng; - Áp suất không giảm khi duy trì ở áp suất thử, nếu do xì hở ở các van, mặt bích... mà áp suất thử giảm không quá 3% trong thời gian duy trì thì cũng coi như việc thử bền đạt yêu cầu. ... ... ... Chỉ áp dụng khi công nghệ đòi hỏi, các bình làm việc với các môi chất độc hại, dễ cháy nổ hoặc theo yêu cầu của nhà chế tạo. 7.3.5.1. Áp suất, môi chất, thời gian duy trì được quy định tại bảng 2. Bảng 2: Áp suất, môi chất và thời gian duy trì thử kín Loại bình Áp suất thử (bar) Môi chất thử Thời gian duy trì (phút) ... ... ... Plv Không khí hoặc khí trơ Duy trì trong quá trình kiểm tra nhưng không nhỏ hơn 30 phút Bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) 7,5 Không khí hoặc khí trơ Duy trì trong quá trình kiểm tra nhưng không nhỏ hơn 30 phút Plv - Áp suất làm việc. 7.3.5.2. Nạp môi chất thử vào bình và nâng đến áp suất thử. ... ... ... Đánh giá kết quả: Thử kín đạt yêu cầu khi: - Không phát hiện được sự rò rỉ khí; - Độ sụt áp cho phép trong thời gian duy trì áp suất thử: ≤ 0,5% áp suất thử. 7.4. Kiểm tra vận hành. 7.4.1. Kiểm tra đầy đủ các điều kiện để có thể đưa bình vào vận hành. 7.4.2. Kiểm tra tình trạng làm việc của bình và các phụ kiện kèm theo; sự làm việc của các thiết bị đo lường, bảo vệ. 7.4.3. Khi bình làm việc ổn định, tiến hành nâng áp suất để kiểm tra và hiệu chỉnh áp suất làm việc của van an toàn, thực hiện niêm chì van an toàn (trừ bình làm việc với môi chất độc hại, dễ cháy nổ). 7.4.4. Van an toàn có thể hiệu chỉnh và niêm chì không cùng quá trình thử vận hành. 7.4.5. Giá trị hiệu chỉnh van an toàn: Áp suất đặt của van an toàn không vượt quá giá trị dưới đây: ... ... ... - Plv + 15% Plv - Khi áp suất làm việc trên 3 bar đến 60 bar. - Plv + 10% Plv - Khi áp suất làm việc trên 60 bar. - Đối với bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) áp suất đặt của van an toàn bằng áp suất thiết kế. Đánh giá kết quả: Kết quả đạt yêu cầu khi bình chịu áp lực, các thiết bị phụ trợ và các thiết bị thiết bị an toàn, đo lường bảo vệ làm việc bình thường, các thông số làm việc ổn định. 8. XỬ LÝ KẾT QUẢ KIỂM ĐỊNH 8.1. Lập biên bản kiểm định với nội dung theo mẫu kèm theo . 8.2. Thông qua biên bản kiểm định: Thành phần tham gia thông qua biên bản kiểm định bắt buộc tối thiểu phải có các thành viên sau: - Đại diện cơ sở hoặc người được cơ sở ủy quyền; ... ... ... Khi biên bản được thông qua, kiểm định viên, người đại diện cơ sở hoặc người được cơ sở ủy quyền cùng ký và đóng dấu (nếu có) vào biên bản. Biên bản kiểm định được lập thành hai (02) bản, mỗi bên có trách nhiệm lưu giữ 01 bản. 8.3. Sau khi hoàn thành Biên bản kiểm định, kiểm định viên thực hiện bước lập hồ sơ và cấp Giấy chứng nhận theo quy định tại 6.2 phần III của Quy chuẩn này. TÊN TỔ CHỨC KIỂM ĐỊNH:... ………………………………… -------- CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc --------------- Số:……..…… BIÊN BẢN KIỂM ĐỊNH THIẾT BỊ ÁP LỰC ... ... ... Tên thiết bị: Năm, nơi sản xuất: Nhãn hiệu/Số loại: Địa điểm lắp đặt: Ký hiệu nhận dạng: Ngày, nơi kiểm tra: Loại phương tiện: ... ... ... Điện thoại: Địa chỉ: ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT CƠ BẢN, KẾT QUẢ KIỂM TRA VÀ THỬ 1. Đặc tính kỹ thuật cơ bản ... ... ... 2. Kết quả kiểm tra và thử (*) Thiết bị đã được kiểm tra, thử phù hợp với Tiêu chuẩn/Quy chuẩn: 3. Kết luận: ... ... ... 4. Thời hạn kiểm định: Chủ thiết bị (Ký, ghi rõ họ tên) …… ngày    tháng    năm.... Kiểm định viên (Ký, ghi rõ họ tên) Ảnh thiết bị: ... ... ... ... ... ... Lưu trữ Ghi chú Ý kiến Facebook Email In Hỏi đáp pháp luật Pháp Luật Thuế Bản án liên quan PHÁP LUẬT DOANH NGHIỆP Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2018/BGTVT về Thiết bị chịu áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển MỤC LỤC VĂN BẢN In mục lục NATIONAL TECHNICAL REGULATION ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS Foreword The National Technical Regulation on pressure vessels of means of transportation and offshore installations QCVN 67:2018/BGTVT replaces the QCVN 67:2017/BGTVT compiled by the Vietnam Register, inspected by the Ministry of Science and Technology, and promulgated by the Ministry of Transport under Circular No. 27/2019/TT-BGTVT dated August 7, 2019. NATIONAL TECHNICAL REGULATION ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS ... ... ... TABLE OF CONTENTS PART I. GENERAL PROVISIONS 1 Scope 2 Regulated entities 3 Definitions ... ... ... 4 Reference documents PART II. TECHNICAL PROVISIONS CHAPTER 1 GENERAL PROVISIONS I Regulation on design of pressure vessels II Regulation on manufacturing of pressure vessels ... ... ... III Regulation on materials of pressure vessels IV Regulation on welding and non-destructive testing (NDT) V Regulation on pressure vessels in cargo transportation installed on means of transportation CHAPTER 2 DESIGN, MANUFACTURING OF PRESSURE VESSELS ON MOTORIZED ROAD VEHICLES I Design and manufacturing of pressure vessel for cargo transportation on motorized road vehicles ... ... ... 1 General provisions 2 Design requirements of pressure vessels for cargo installation on motorized road vehicles 3 Cylindrical pressure vessel 4 Spherical pressure vessel 5 Double-walled pressure vessel ... ... ... 6 Non-metallic pressure vessel II Pressure vessels for storage of gas and liquefied gas used as fuel of motorized road vehicles III Design and manufacturing of detail components of pressure vessels of motorized road vehicles IV Design and manufacturing of safety devices and accessories of pressure vessels of motorized road vehicles V Testing and inspection of pressure vessels of motorized road vehicles ... ... ... CHAPTER 3 PRESSURE VESSELS OF RAILWAY VEHICLES I General provisions II Regulation on design and manufacturing III Regulation on testing IV Regulation on calibration of safety and measuring devices ... ... ... CHAPTER 4 PRESSURE VESSELS OF OFFSHORE PETROLEUM INSTALLATIONS I GENERAL PROVISIONS II REQUIREMENT FOR DESIGN AND MANUFACTURING III INSPECTION IN USE, REPAIR, AND MODIFICATION PART III. REGULATIONS ON MANAGEMENT ... ... ... PART IV. RESPONSIBILITIES OF AGENCIES, ORGANIZATIONS, AND INDIVIDUALS PART V. ORGANIZING IMPLEMENTATION APPENDIX 1: PROCEDURES FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION NATIONAL TECHNICAL REGULATION ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS PART I: GENERAL PROVISIONS ... ... ... This Regulation prescribes minimum technical safety and occupational safety requirements in design, manufacturing, export, import, installation, repair, use, management, testing, and certification of pressure vessels with working pressure higher than 0,7 bar, excluding hydrostatic pressure as follows: 1.1 Pressure vessels on motorized road vehicles (including vessels for transportation of gas, liquefied gas, liquid and vessels for storage of gas and liquefied gas used as fuel for motorized road vehicles); 1.2 Pressure vessels of railway vehicles; 1.3 Pressure vessels of offshore petroleum installations. 2 Regulated entities This Regulation applies to organizations, individuals related to design, manufacturing, import, export, installation, repair, use, management, examination, certification, and testing of pressure vessels on motorized vehicles, railway vehicles, and offshore petroleum installations with working pressure higher than 0,7 bar, excluding hydrostatic pressure. 3 Definitions In the Regulation, the terms below are construed as follows: 3.1 Pressure vessel refers to tank and container for storage and transportation of gas, liquefied gas, and liquid at working pressure higher than 0,7 bar excluding hydrostatic pressure; vessel of which volume is 25 liters or higher, product of pressure (in bar) and volume (in liters) (PV product) is greater than 200 of motorized road vehicles, railway vehicles, and offshore petroleum installations. ... ... ... 3.3 Permissible working pressure refers to the highest pressure at which an equipment is allowed to operate at for long term. 3.4 Design pressure (Ptk) refers to the pressure prescribed by design facility as the basis for determination of strength of components of pressure vessels. This pressure does not include hydrostatic pressure as of the moment in which it is determined. 3.5 Maximum working pressure (Plv) refers to the highest pressure that a pressure vessel sustains during normal operation. This pressure is determined by technical requirements of technology in use. 3.6 Design stress refers to the highest permissible stress used in formula for minimum thickness or dimensions of pressure parts. 3.7 Design temperature refers to metal temperature at corresponding pressure used in determination of design stress of parts of concerned pressure vessels. 3.8 Minimum design material temperature refers to the minimum temperature distinct to the material. This temperature is used in design for selection of materials with adequate strength and resistance against fracture and the temperature at which the materials can be used in adequate design strength. 3.9 Maximum working temperature refers to the highest temperature of metal sustained by a concerned part of a pressure vessel during normal operating conditions. This temperature is determined by technical requirements of technology in use. 3.10 Minimum working temperature refers to the lowest temperature of metal sustained by a concerned part of a pressure vessel during normal operating conditions. This temperature is determined by technical requirements of technology in use or the minimum temperature designated by persons placing order. 3.11 Minimum thickness refers to the minimum thickness determined via formula for load-bearing purposes before adding corrosion allowance or other additional factors. ... ... ... 3.13 Nominal thickness refers to thickness of chosen materials among available commercial thickness grades (applying regulated manufacturing tolerance). 3.14 Actual thickness refers to thickness of materials in a part of a pressure vessel which can be the nominal thickness less applicable manufacturing tolerance. 3.15 Registration authority refers to Sub-departments affiliated to the Vietnam Register (VR) and motorized road vehicle registration centers. 3.16 Manufacturing facility refers to an organization, a company, or an individual manufacturing pressure vessels. 3.17 Testing facility refers to a testing center, a testing station, or a laboratory that is qualified and certified to test and inspect pressure vessels. 3.18 Certifying body for welding and nondestructive testing (NDT) refers to an organization specializing in welding and NDT and certified by competent authority to conduct work related to training, examination, and certification for welding and NDT. 3.19 Equipment owner refers to an organization or individual managing, operating, and using pressure vessels. 3.20 Relevant parties refer to people placing order, designing, manufacturing, agencies testing and inspecting design, suppliers, people performing installation, and project developers. 3.21 Products with similar makes refer to products of the same brand, design, technical specifications and manufactured on the same technology procedures. ... ... ... 3.22.1 Modification refers to a change to any part that cause the ability to withstand pressure of a pressure vessel to deviate outside of the value range described in current specification reports. 3.22.2 Condition monitoring locations (CMLs) refer to designated locations on a pressure vessel which are periodically inspected in order to directly evaluate vessel conditions. CMLs may include one or multiple inspection locations and multiple inspection methods depending on whether damage occurs to the predicted parts in order to detect damage at the highest probability. 3.22.3 Controlled deposition welding (CDW) refers to a welding method employed to obtain controlled grain refinement and tempering of the underlying heat-affected zone in the base metal. Available methods are numerous such as tempering (tempering the layer beneath location where the current bead sets) and half-bead technique (where one-half of the first welding layer is removed). See 6.1.6-4(3). 3.22.4 Corrosion allowance refers to the additional material thickness implemented to compensate for the loss of metal over operating period of the pressure vessel. 3.22.5 Corrosion rate refers to the rate at which metal is wasted by corrosion or chemical reaction inside and/or outside of the vessel. 3.22.6 Corrosion expert refers to a person with knowledge and experience in mechanical corrosion, metallurgy, material selection, and methods for controlling corrosion. 3.22.7 Corrosion under insulation (CUI) refers to all forms of CUI including stress corrosion cracking (SCC) and corrosion under insulation (CUI). 3.22.8 Mechanical damage refers to any kind of damage in chemical industry and mixing that may cause crack/defect that affects vessel integrity (such as corrosion, crack, cavitation, depression, other physical, mechanical damage or chemical effects). 3.22.9 Defect refers to damage to shapes and dimensions that exceeds permissible standards and may be cause for disposal. ... ... ... 3.22.11 Pressure vessel dossiers refer to documents on: Vessel make; Vessel design description; Vessel accessories and installation; use capacity; Operation, maintenance, modification, re-evaluation, pressure test, conformity assessment (FFS); Human resource training; Inspection plans, inspection results; NDT; Procedures for the aforementioned activities, or any other appropriate information for maintaining integrity and assurance of vessels. 3.22.12 Inspection point refers to a recording point, a measurement point, or a test point (where test point is a terminology that is not used as an alternative to mechanical or physical test points. such as tensile strength test points or pressure test points). A zone in a CML radius is determined by a circle of which diameter is not greater than 75 mm for all vessels. CMLs may include multiple inspection points, such as the case where a hose of vessels may include 1 CML and multiple inspection points (e.g. one inspection point in all quadrant of CML of vessel hose). 3.22.13 External inspection refers to visual inspection conducted on the outside of vessels in order to detect conditions that affect vessel integrity or conditions, including integrity of load-bearing structures (such as ladders, foundations, and supporting structures). External inspection can be conducted while vessels are operating or suspended from operation and may be conducted at the same time as operational inspection. 3.22.14 Internal inspection refers to an inspection conducted on the inside of vessels either visually and/or NDT. 3.22.15 Fitness-for-service (FFS) assessment refers to an assessment method wherein defects and damage or operational conditions of vessels are assessed in order to determine vessel integrity for the purpose of further operation. 3.22.16 Uniform corrosion refers to corrosion that more or less occurs evenly on metal surface. 3.22.17 Localized corrosion refers to corrosion that occurs within a limited area or a separate area on metal surface. 3.22.18 Heat-affected zone (HAZ) refers to a section of basic materials of which mechanical properties or microstructures are altered by heat of welding lines or heat when cutting. ... ... ... 3.22.20 Operational inspection refers to inspection related to pressure vessel that is brought into operation and before it is completely dismantled. 3.22.21 Inspection refers to assessment of operation, external or internal (or both) conditions of vessel. 3.22.22 Inspection plan refers to a plan with defined inspection schedule and method for vessel or pressure relief device that has undergone inspection, repair, and/or maintenance. 3.22.23 Integrity operating window (IOW) refers to defined limits of technology characteristics where equipment integrity may be affected if technology process deviates from the defined limits within a predetermined time window. 3.22.24 Major repair refers to any work that is not considered modification where a main part of vessel body other than the hose is removed or replaced (such as vessel shell, lid, bottom). Where any restoration work alters design temperature, minimum allowable temperature (MAT), or maximum allowable working pressure (MAWP), such work shall be considered modification and must satisfy requirements upon re-assessment. 3.22.25 Management of change (MOC) refers to a management system recorded to review and inspect changes (in both tangible aspects and design) of vessels before the changes are implemented. MOC process includes concerns of inspectors that may warrant changes to inspection plans such as results of changes. 3.22.26 Maximum allowable working pressure (MAWP) refers to maximum allowable pressure measured at the top of vessel in operating position and at defined temperature. This pressure is based on calculation of minimum thickness (or average thickness of perforations) for all limit elements of vessels, (except for corrosion allowance) and calibrated by applied static pressure and non-pressure load (wind, earthquake, etc.). MAWP can be referred to in initial design or re-assessed via FFS assessment. 3.22.27 Minimum design material temperature/minimum allowable temperature (MDMT/MAT) refers to the minimum material temperature of a given material with determined thickness based on the material’s ability to resist fracture. In case of MAT, it can be a single temperature or a range of permissible working temperature similar to pressure. In general, the minimum temperature at which significant load can be applied to vessels shall conform to the ASME Code. This can also be achieved via FFS assessment. 3.22.28 Non-pressure element refers to a vessel part that does not withstand pressure (trays, conveyor trays, distributing pipes, valves, fastening belts of non-reinforced, non-clamped covers). ... ... ... 3.22.30 Inspection in operating state refers to an external inspection conducted to active vessels utilizing NDT in order to determine whether vessel shell is suitable for further operation. 3.22.31 Post weld heat treatment (PWHT) refers to the act of heating all welded structures or vessels to determined temperature after finishing welding in order to lessen negative thermal effects when welding such as reduced stress, reduced hardness, chemical stability and/or altered properties. 3.22.32 Pressure element refers to a vessel part that secures parts that are connected or fitted to connectors of vessel, liquid containers (e.g. shell, top, bottom, hose but excluding shelves, clamps, covering pipes, etc. that are not pressurized). 3.22.33 Pressure test refers to a test conducted on active vessel body and modified or repaired vessel body in order to determine whether vessel integrity complies with applied codes, standards, and regulations. Pressure test can be done using hydraulic, gas, or a combination of both. Pressure test conducted at a pressure lower than pressure under manufacturing code in order to detect leak in the system is usually referred to as airtightness test. 3.22.34 Repair refers to a necessary work for restoring pressure vessel to appropriate conditions in order to safely operate at design conditions. Where any restoration work alters design temperature, MDMT, or MAWP, such work shall be considered modification and must satisfy requirements upon re-assessment. All welding, cutting, grinding works involving pressure elements that are not considered modification shall be considered repair. 3.22.35 Required thickness refers to minimum thickness, excluding corrosion allowance, of each vessel element based on calculations of ASME Code, appropriate design standards and regulations, and permissible stress of the code with pressure, mechanical, and structural load taken into consideration. Or required thickness can be evaluated and inspected again via FFS assessment compliant with API 579-1/ASME FFS-1. 3.22.36 Re-assessment refers to changes to design temperature, MDMT, or MAWP or vessels. Design temperature and MAWP of vessel may increase or decrease due to re-assessment. The decrease below initial design conditions is a prelude to increased corrosion allowance. 3.22.37 Risk-based inspection (RBI) refers to risk assessment and management procedures that take into account probability and consequences of material damage and are specified in inspection plan for loss of storage capacity of pressure vessel in the system caused by material damage. These risks are managed primarily via inspection in order to influence damage probability or via various other methods in order to control damage probability and consequences. 3.22.38 Similar or equivalent operation refers to an arrangement consisting of 2 parallel vessels or more that are comparable or operating uniformly under consistent environmental and technology conditions over multiple years based on inspection regulations where mechanical damage or level of damage is comparable. ... ... ... 3.22.40 Test refers to pressure test conducted using gas or hydraulic or a combination of both or mechanical test in order to determine parameters such as hardness, strength, and collision resistance of materials. Test does not include NDT tests such as radiographic testing (RT), ultrasonic testing (UT), magnetic testing (MT), penetrant testing (PT). 3.22.41 Airtightness test refers to a pressure test conducted after maintenance or repair in order to determine whether pressure vessels leak at testing pressure not greater than MAWP determined by equipment owner. 3.23 Inspection refers to a technical process that conforms to specific procedure in order to assessment and verify conformity of products, goods to requirements under corresponding technical regulations. 4 Reference documents - TCVN 8366:2010 - Pressure vessels - Design and manufacturing requirements - TCVN 7466:2005 - Road vehicles - Parts of fuel system utilizing liquefied petroleum gas of motorized vehicles - TCVN 7704: Boiler - Technical requirements for safety in design, structure, manufacturing, installation, use, and repair - TCVN 6155:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair - TCVN 6156:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair - Testing method. ... ... ... - QCVN 71:2014/BGTVT - National Technical Regulation on material and weld of pressure vessel in transport - ISO 11439:2000 - Gas cylinders - High pressure cylinders for the on-board storage of natural gas as a fuel for automotive vehicles - IEC 60529(2001) - Degrees of protection provided by enclosures (IP Code) - ECE/324/R.67 - Agreement Concerning the Adoption of Uniform Technical Prescriptions for Wheeled Vehicles, Equipment and Parts which can be Fitted and/or be Used on Wheeled Vehicles and the Conditions for Reciprocal Recognition of Approvals Granted on the Basis of these Prescriptions* - AS/NZS 3509:1996 - LP Gas fuel vessels for automotive use - ASME - American Society of Mechanical Engineers Uniform provisions concerning the approval of: (i) Specific components of motor vehicles using compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system; (ii) Vehicles with regard to the installation of specific components of an approved type for the use of compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system). ... ... ... - API 572 - Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers, and Condensers) - API 579-1/ASME FFS-1 2007 - Fitness-For-Service - API 580 - Risk-based Inspection - API 581 - Risk-Based Inspection Technology PART II: TECHNICAL REGULATION CHAPTER 1 GENERAL PROVISIONS I Regulation on design of pressure vessels 1 Design of pressure vessels must conform to requirements for each type of pressure vessel installed on each type of specific vehicles under Part II hereof. 2 Design pressure of pressure vessel containing liquefied gas ... ... ... (1) Pressure at the most extreme operating condition, except fire and other irregular situations. (2) Gas pressure of contained liquid at the highest working temperature according to the highest working temperature of pressure vessel containing liquefied gas. Calculate pressure of other gases or impurities in pressure devices that may increase overall pressure. Note: Design must also ensure that, at the highest working temperature, fill rate must be so determined that liquid volume, in the process of thermal expansion, does not completely fill pressure vessels and gas must not be so compressed that pressure of inert gases causes leak via safety valves. 3 The highest working temperature of pressure vessels containing liquefied gas  The highest working temperature must equal the highest value among: (1) The highest temperature of technology process at which contained solution can withstand at the most extreme working conditions. (2) The highest temperature of the environment at which contained liquid can withstand. II Regulation on manufacturing of pressure vessels 1 Pressure vessels shall be so determined to satisfy standards pertaining to quality, technical safety, and approved design. ... ... ... - Name of manufacturing facility; - Year of manufacture; - Code and make; - Design volume; - Design pressure and temperature; - Operating pressure and temperature. III Regulation on materials of pressure vessels  Materials of pressure vessels must satisfy inspected design, provisions under corresponding regulations and standards for the purpose of manufacturing pressure vessels in each road vehicle, railway vehicle, and equipment, vehicle for exploring, producing, transporting petroleum at sea. IV Regulation on welding and non-destructive testing (NDT) ... ... ... 2 Quality of finished welds of pressure vessels must be examined then tested via appropriate NDT technique. 3 Personnel conducting NDT, supervising welding beads, welders of pressure vessels must be licensed by registration authority. 4 Depending on type of pressure vessels and inspection requirements, NDT techniques shall be adopted as follows: Techniques Defects Thickness measurement Surface Visual testing x ... ... ... Magnetic testing x Penetrant testing x ... ... ... x x Radiographic testing x Eddy current testing ... ... ... 5 Codes for NDT techniques VT: Visual Testing RT: Radiographic Testing UT: Ultrasonic Testing MT: Magnetic particle Testing PT: Penetrant Testing ET: Eddy current Testing V Regulation on pressure vessels in cargo transportation installed on means of transportation ... ... ... 2 Provisions hereunder only specify minimum requirements for pressure vessels for cargo transportation and elements directly connected to the vessels. These requirements only relate to functionality of pressure vessels. This Regulation does not prescribe specific requirements related to functionalities of transporting vehicles. 3 Overall dimensions, transport load of pressure vessels must not exceed dimension and load limit as per the law applicable to relevant means of transportation. 4 Pressure vessels shall be firmly and permanently installed parallel to chassis of vehicles on which they are installed. Structure of pressure vessels must be strong, durable, incapable of altering storage volume during containment and transportation, and capable of withstanding minimum gauge pressure of 0,8 bar. 5 The interior of pressure vessels must not contain structures that obstruct air escape upon pouring liquid into the vessels or obstruct liquid discharge. 6 Pressure vessels of metal or non-metal materials shall coated with protective paint layer on the outside. 7 In respect of pressure vessels outfitted with multiple separate compartments, overall dimensions and gross weigh of volume of transportation compartments shall not exceed allowable dimensions and load of vehicles on which they are installed. Transportation compartments shall be outfitted with separate inlets and discharge valves and compliant with requirements under this part as a standalone pressure vessel does. 8 Pressure vessels shall be outfitted with stairs to accommodate access to upper parts thereof. 9 In respect of pressure vessels for transportation and storage of combustible fuel:  (1) A warning that reads “CẤM LỬA” (NO FIRE) shall be installed on both sides and at the back of pressure vessels. Height of lettering shall be 200 mm or more. ... ... ... (3) Pressure vessels for containment and transportation of petroleum shall be outfitted with drag chains. Drag chains must be long enough and adjustable so that 2 links or more always touch the ground. Chain materials and dimensions shall be so determined to keep static buildup in pressure vessels during operation below danger level. 10 Boxes and pipes can be arranged on the sides of vehicles on which pressure are installed in order to contain and protect pipes, accessories. 11 Supporting racks must not be welded onto the sides of pressure vessels to carry goods which vehicles are not licensed to transport. 12 Pressure vessels installed on means of transport for gauging and transportation shall be compliant with metrology laws. 13 Geometry dimensions of pressure vessels shall be so selected depending on dimensions of vehicle chassis, vehicle center of mass, and permissible load. 14 Depending on functionality of each type of pressure vessels installed on means of transport, safety and discharging mechanisms and parts shall be installed. 15 Openings of pressure vessels shall be at the highest position and outfitted with tight lids. Washers between pressure vessels and vessel neck shall be made of materials that are resistant to corrosion of the contained solution. Lids of pressure vessels shall be firmly bolted to vessel necks which include at least 2 bolted connections on opposite sides, symmetrical from the centers, and outfitted with openings to accommodate lead seal. 16 Inlets installed on lids of pressure vessels shall have opening diameter at 200 mm or more. Elements that seal inlets must be airtight, easily operable, and outfitted with appropriate mechanisms for locking, sealing, and lead-sealing. Washers shall be made of corrosion-resistant materials that do not produce spark when opening or closing. 17 Viewports can be installed on lids of pressure vessels. Viewport structures must be airtight and outfitted with protective coverings. ... ... ...  Where separate viewports are not installed, inlets shall be appropriately designed in order to act as viewports. 19 Pressure vessels containing and transporting liquid in high volume shall be outfitted with internal baffle plates. Baffle plates shall be so arranged to eliminate air pockets created at corners of baffle plates and vessel shells and allow thorough drain of liquid contents during discharge. 20 Pressure vessels for containment and transportation of liquid shall be outfitted with gas relief mechanism to eliminate air pockets where vessels are filled with liquid. Gas relief mechanisms consist of 2 metal pipes of which inner diameter is 10 mm or more, which are located close to and along the highest side inside or outside of pressure vessels where one end the pipe is (20 ÷ 30) mm away from the bottom of the vessel and the other end is in vessel neck and at least 100 mm above the fill level. 21 Where vessel neck is welded deep into vessel shell, a window of which minimum width is 150 mm and height is as close to the fill line as possible shall be installed where gas pipes penetrate. 22 Outlets of pressure vessels shall be appropriately designed, installed in a manner that serves use purposes conveniently, and adequately tilted in order to thoroughly drain contents of pressure vessels. Relief valves shall be airtight, conveniently positioned in order to be operated, and properly designed to accommodate lead-seal. 23 Sediment trap of pressure vessels shall be located at the lowest position and before or at the same position as outlets. Sediment trap shall be so outfitted with mechanisms that allow complete drain of remaining liquid contents of pressure vessels and lead-seal. 24 Load  Load take into consideration in design of pressure shall be: (1) Design internal or external (or both) pressure. ... ... ... (3) Force imposed by standard gravity on weight of pressure vessels and vessel contents during operating period and in testing conditions, including reduced pressure and vacuum pressure, if applicable. (4) Additional load caused by other pressure vessels, linings, insulation, operating equipment, work platforms, snow, water, ice, and other objects. (5) Wind load. Note: For the purpose of calculating conformity of design for hydrostatic pressure, only calculate 75% of wind load in conjunction with other load. 25 In respect of passenger transport vehicles, pressure vessels shall be installed in compartments separate from passenger compartments. Contents drained by fusible plugs shall be drained to atmosphere without affecting passenger compartments. CHAPTER 2 DESIGN, MANUFACTURING OF PRESSURE VESSELS ON MOTORIZED ROAD VEHICLES I Design and manufacturing of pressure vessel for cargo transportation on motorized road vehicles 1 General provisions 1.1 Pressure vessels for cargo transportation on motorized road vehicles shall be so designed and manufactured in a manner compliant with 3.26 of TCVN 8366:2010 (for vessels that can be transported) and this document. ... ... ... 2 Design requirements of pressure vessels for cargo installation on motorized road vehicles 2.1 Size of safety valves shall be specifically determined in correlation to integrity of insulating elements in accidents and in fire conditions. Safety valves shall be so installed that they are not damaged by rollover of transport vehicles. 2.2 Design pressure 2.2.1 Design pressure of pressure vessels that can be transported, are single-walled, are not insulated and relevant pressure devices shall not be lower than design pressure under applied standards or, where applied standards do not stipulate pressure limit, shall be greater than: (1) 700 kPa; and (2) Vapor pressure of solutions at the highest working temperature of the at 50 ^oC for vessels larger than 500 liters and 46 ^oC for vessels larger than 2000 liters. 2.2.2 In respect of pressure vessels that can be transported, entirely insulated, and properly protected externally, design pressure must not be lower than the greater value of the values below: (1) 170 kPa; and (2) Vapor pressure of solutions at the highest working temperature of the solutions, usually determined by nominal pressure of pressure relief devices (safety valves). ... ... ...  Openings must not be located on the exterior of cylindrical vessels within a 30^o radius above the horizontal center unless openings are located in flued-out spaces. These flued-out spaces shall be so designed that safety valves and accessories within the circumference of vessel shell are protected from damage caused by vessel rolling.  Pressure vessels containing chlorine or more toxic substances shall only be outfitted with one access opening. Access openings and cover thereof must be contained in circumference of the vessels. 2.4 Calculations  Calculations must include combined effect of pressure, load (including longitudinal and circumferential stress), screw conveyors, shear, torque, and acceleration of vessels (front and back). Effect of temperature gradient and fatigue must be taken into consideration.  Vessel design shall include calculation of equivalent stress created by design pressure, weight of solutions, weight of elements supported by vessel shells, load and effect of temperature gradient originating from solution contents, and the highest ambient temperature. Where different materials are used, thermal coefficient of the materials must be used in calculation of thermal stress and other stresses at the foundation, legs, or other supporting structures. 2.5 Combined stress  Equivalent stress originating from static of dynamic load or a combination of both below which may occur simultaneously must be examined in accordance with procedures. (1) Circumferential stress created by internal or external pressure (or both) (2) Longitudinal stress created by internal pressure ... ... ... (4) Tensile or compressive stress created by bending moment because braking force equals twice the static weight of full vessel and affects independently from suspension system on the road.  In respect of vessels with baffle plates, braking force can be reduced by ’0,25g’ per plate while maintaining total reduction of braking force at at most ‘1g’. (5) Tensile or compressive stress created by longitudinal load because accelerating force equals static weight of full vessel and affects axle that corresponds to the fifth wheel supporting the vessel (if applicable). (6) Tensile or compressive stress created by bending moment because accelerating force equals static weight of full vessel and affects axle that corresponds to the fifth wheel supporting the vessel (if applicable).  (7) Tensile or compressive stress created by bending moment because vertical force equals three times the static weight of full vessel. (8) Shear stress created by vertical force that equals three times the static weight of vessel and solution content. (9) Side shear stress created by side acceleration that can cause rollover, is not lower than 0,75 times the static weight of full vessel, and affects the road. (10) Bending shear stress created by side acceleration that can cause rollover, is not lower than 0,75 times the static weight of full vessel, and affects the road. 3 Cylindrical pressure vessel ... ... ... 4 Spherical pressure vessel Minimum thickness of spherical shell and internal parts of pressure vessel must not be lower than thickness under 3.7, 3.4, and 3.8 of TCVN 8366:2010. 5 Double-walled pressure vessel Double-walled pressure vessels shall be so designed and manufactured in accordance with requirements under 3.23 of TCVN 8366:2010 and relevant requirements under this document. Double-walled pressure vessels shall consist of vessels of which side or bottom shell is compliant with Figure 1. Shell sections, as described in Figure 1 must not be interrupted throughout the circumference of type 1, 2, 4, and 5 vessels and must curved according to cross section in type 3 vessel. It is possible to use a combination of the aforementioned vessel types as long as requirements specific to each type are met. Coiled shell is not regulated by this section. Vessel shell consists of inner and outer layer, braces, all penetrating elements, and other parts of vessel shell sustaining stress. Other parts such as side pipes, blocking elements, reinforcing braces, supporting braces are considered parts of shell section. ... ... ... Figure 1. Permissible types of double-walled vessels The effect of internal and external forces and thermal expansion must be taken into consideration. Baffle plates and partitions shall be installed at the top of vessel shell where corrosion of vessel and shell due to buildup of water vapor or other vapor. 6 Non-metallic pressure vessel This part applies to non-metallic pressures vessels or pressure parts made of plastic or fibre-reinforced plastic or glass or any other non-metallic materials other than rubber washers. Non-metallic pressure vessels shall satisfy general provisions hereof and requirements below: (1) Requirements of relevant Regulations; (2) Specific technical design, regulations, standards that can be applied; (3) All conditions agreed upon by relevant parties. ... ... ... 1 Design and manufacturing of pressure vessels for containment of liquefied petroleum (LPG), compressed natural gas (CNG) which are used as fuel of motorized road vehicles shall satisfy requirements under corresponding Vietnamese technical regulations and national standards and international standards such as TCVN 7466:2005, TCVN 6156:1996, ISO 11439:2000, IEC 60529 (2001), ECE/324/R.67, AS/NZS 3509:1996, and relevant UNECE No.110. 2 Manufacturing of pressure vessels for containment of LPG, CNG which are used as fuel of motorized road vehicles shall satisfy quality, technical safety standards and approved design. 3 Materials for manufacturing of shell of pressure vessel susceptible to stress must be steel according to regulations under standards prescribing similar properties. 4 All parts of vessel shell and elements welded onto vessel shell must be made of the same materials. 5 Permissible working temperature of pressure vessels shall range from -20 ^oC to 65 ^oC. III Design and manufacturing of detail components of pressure vessels of motorized road vehicles 1 Conical bottom and cone sections susceptible to internal pressure  Design and manufacturing of conical bottom or cone sections susceptible to internal pressure shall be compliant with 3.10 of the TCVN 8366:2010.  Minimum thickness must be increased when necessary in order to satisfy requirements under 3.4.2 and 3.4.3 of the TCVN 8366:2010 and to fulfill appropriate load. ... ... ... 2 Conical bottom and cone sections susceptible to external pressure Minimum thickness of conical bottom and cone sections susceptible to external pressure pressure at convex surface must not be lower than necessary thickness under 3.11.2 and requirements under 3.10 of the TCVN 8366:2010 where internal pressure equals external pressure. Minimum thickness must be increased when necessary in order to satisfy requirements under 3.4.2 and 3.4.3 and fulfill other load under 3.2.3 of the TCVN 8366:2010. 3 Curved bottom susceptible to internal pressure Curved bottom that is not braced must be spherical, elliptical, or torispherical in shape, susceptible to internal pressure on their convex surface, and designed in accordance with 3.12 of TCVN 8366:2010. Vessel bottom made of grade F and grade G steel must be spherical or elliptical in shape. 4 Bottom thickness Minimum thickness of bottom shall be calculated in accordance with 3.12.5 of TCVN 8366:2010. 5 General structures Structures that are not susceptible to internal and external pressure and accessories attached to vessels shall be designed in accordance with technical requirements and be installed as far away as possible in order to prevent localized load sustained by vessel shell. ... ... ... Anchors, braces, hinges, and similar parts shall be so designed to discharge water via parts attached to vessels. Prevent cavities and gaps that can hold liquid and cause corrosion. 6 Internal structures Internal structures shall be so designed to not be damaged during operation and should be positioned at the top of supporting structures instead of being suspended on supporting structures. Such supporting structures and elements shall be made of materials resistant to corrosion in working environment or be outfitted with corrosion allowance where applicable. In respect of easily replaceable structures, corrosion allowance is not as necessary as it is for pressure vessels. 7 Common connection method Hinges, clamps, or supporting structures of elements, linings, insulation, operating equipment, and pipes can be attached to pressure vessels internally or externally as long as calculations are made to prevent excessive stress or vessel shell deformation in operating conditions. Hinges, clamps, or supporting structures welded onto vessel shell shall have sufficient dimensions to prevent excessive stress and should not be greater than twice the vessel shell thickness. Load-bearing welded joints shall only be used for non-load bearing elements attached to pressure structures and in accordance with agreement between relevant parties. Welded parts shall be designed if they sustain pressure and shall be joined by continuous welded joints. ... ... ... All pressure vessels (except those that are not required to be outfitted with inspection openings) shall be outfitted with appropriate inspection openings to allow visual inspection and cleaning of internal surfaces. When necessary, equipment must be able to be brought inside the vessels. Inspection openings shall be so designed to allow people to enter easily and safely and allow evacuation. 8.1 Pressure vessels where inspection openings are not required  Inspection openings of pressure vessels are not required where: (1) The pressure vessels are so designed, manufactured, and installed that they can be dismantled easily for visual inspection and thorough cleaning of surfaces susceptible to stress; or (2) The pressure vessels are so designed and used that visual inspection is not feasible and alternative solutions are adopted to assess level of damage. 8.2 Access openings for vessels containing unsafe gas Vessels containing unsafe gas such as dirty gas or oxygen-starved gas and requiring human access shall be outfitted with at least one access opening of which minimum dimensions are as follows: (1) For stationary vessels - 450 mm x 400 mm (ellipse) or 450 mm (circle); ... ... ... Note: Instruments assisting access or exit of pressure vessels must be easily operable (without being obstructed). Where dirty gas or work performed in pressure vessels requires electric pathway or hoses or ventilation ducts or similar lines through inspection opening, a second inspection opening should be taken into consideration. 8.3 Opening dimension Recommended dimensions of inspection openings are prescribed under Schedule 1. Schedule 1. Dimensions of inspection openings  All dimensions in millimeters (mm) Type Circular opening (diameter) Elliptical opening (major axis x minor axis) ... ... ... Viewport 30 40 50 - - - 30 40 ... ... ... Handhole 75 100 125 150 200 90  63 115  90 150  100 ... ... ... 225  180 50 50 63 75 100 Manway Maximum = 300 Minimum = 290 ... ... ... Minimum = 310 210 100 Access opening ^(2) 400 450 500 400300 450400 - ... ... ... 245 300 NOTE: (1) Depth of opening refers to the minimum distance from the exterior of the opening to the interior of the opening. Depth of opening can be determined via interpolation. Greater depth shall only be permitted if depth value in the schedule above is not feasible (2) Access opening that is 400 mm x 300 mm (for elliptical opening) or 400 mm (for circular opening) is only allowed if openings of greater dimensions are not feasible and if limits below are complied with: (a) Vessels containing gas, water, vapor or other types shall not contain toxic contents as of the time in which people enter the vessels; (b) For stationary vessels, vessel diameter must not be greater than 1530 mm; (c) For horizontal vessels with elliptical access opening, major axis of the ellipse shall be horizontal; (d) For vertical vessels, access openings shall be at a height of 700 to 900 mm from surface on which vessels are located or from working platforms and major axis of the ellipse shall be horizontal. ... ... ... Legs of mobile vessels shall be so designed to withstand appropriate forces and satisfy requirements below: (1) Vessels, via elements capable of withstanding stress in the entirety or part of vessels and used as an alternative to frame, must be supported by external continuous brackets over a minimum arc of 120^o on the vessel circumference or supported by other means that have been proven to have equivalent collision or fatigue resistance capability. (2) Vessels that are manufactured with vehicle chassis or not directly welded onto vehicle chassis shall be firmly anchored onto vehicle chassis by bolts or instruments of similar functionalities. In addition, appropriate anchors or wedges shall be installed on chassis or vessels (or both) in order to prevent displacement between the two when vehicles stop, start, or turn. Instruments for bracing pressure vessels shall safely and firmly anchor vessels onto vehicles without causing excessive stress to the vessels. (3) Load must be distributed along median plane of the vessels and assumed to be distributed evenly. 10 Reinforcement plate Brackets of pressure vessels and points where vessels are anchored from should be strengthened by reinforcement plates of the same materials as the vessel shell. Reinforcement plates must: (1) have thickness not exceeding 1,5 times the thickness of vessel shell or bottom and not lower than 5 mm (thickness of toe of welded joints between reinforcement plates and vessel shell must not be greater than that of vessel shell); (2) have width at least equal to 4 times the thickness of the plates in each direction from the toes of welded joints of brackets; ... ... ... (4) have inspection opening drilled or prepared prior to being installed on pressure vessels then filled to prevent moisture from infiltrating; (5) be joined to pressure vessels by fillet weld; (6) be so designed that joints between accessories and reinforcement plates then later the reinforcement plates can fail without damaging vessel shell or bottom; and (7) be positioned far away from primary welded joints of the vessels. 11 Lifting lug Lifting lugs of mobile vessels shall be so designed that the vessels can be lifted safely. Each lifting lug of mobile vessels shall be so designed to withstand static force any direction that equals twice the force of vessel weight and its contents. 12 Pressure relief valve Pressure relief valves shall be able to isolate pressure vessels entirely in case of accidents or fire and compliant with relevant applied standards. Pressure relief valves shall be so positioned that they are not damaged by vessel rollover. IV Design and manufacturing of safety devices and accessories of pressure vessels of motorized road vehicles ... ... ... Each pressure vessel shall be outfitted with safety devices and other accessories in accordance with this Chapter. Quantity, dimensions, type, position, and functionalities of protective devices and other accessories required by this document and for safe operation of vessels must be agreed upon by relevant parties. Design and manufacturing technology of protective devices and other accessories must allow these equipment to perform their required functionalities in expected operating conditions. 2 Requirements for vessels outfitted with pressure relief devices 2.1 General requirements Pressure vessels shall be protected by at least one pressure relief devices. Each compartment or part of pressure vessels consisting of multiple compartments shall be considered separate vessels and be appropriately connected to pressure relief devices unless these vessel parts are connected to one another. Each pressure vessel shall be protected by pressure relief devices which prevent pressure from exceeding 110% design pressure of the vessels except for cases below: (1) Where multiple pressure relief devices are installed, they must be able to prevent internal pressure from exceeding 116% of design pressure as long as pressure relief devices with a lower configuration are capable of eliminating conditions that lead to pressure increase determined during normal operation; (2) Where overpressure occurs due to contact with fire or other heat sources, pressure relief devices must satisfy “Pressure relief in fire condition”; ... ... ... 2.2. Pressure relief in fire condition Where a risk is present as a result of pressure vessels are exposed to fire or other similar unwanted heat sources, pressure relief devices must be capable of preventing internal pressure from exceeding 121% the design pressure of vessels. 2.3 Liquid-filled vessels Where active pressure vessels are filled with liquid, they must be outfitted with liquid safety relief valves unless other measures are adopted to prevent overpressure. 2.4 Connected vessels and compartments Vessels or compartments therein that are connected to one another in the same system via pipes with appropriate volume can be considered a pressure vessel for the purpose of determining quantity and flow rate of pressure relief devices as long as valves are so installed that they do not isolate any vessel from coverage of pressure relief devices unless such vessel is discharged directly to ambient. 2.5 Lethal solutions and other special solutions Given special working conditions and agreement between relevant parties, pressure vessels containing lethal solutions or other special solutions can be exempted from requirements under this part. 3 Types of pressure relief devices ... ... ... 3.1 Pressure relief valves: Safety valves or relief valves according to definitions under (1) or (2): (1) Safety valves are valves that automatically discharge solutions to the atmosphere in order to prevent internal pressure from exceeding a determined limit. These valves are commonly used for solutions that can be compressed where pressure relief must be quick. These valves are activated by static pressure of the valves. These valves can be referred to as pressure relief valves if they are suitable for use as safety valves or relief valves, depending on application. (2) Relief valves are valves that automatically discharge solutions to the atmosphere or pressure relief system in order to prevent internal pressure from exceeding determined limit. They shall be prioritized for incompressible solutions (such as fluids). These valves are activated by static pressure of the valves. Valves in (1) and (2) shall be so designed that they are automatically closed once normal operating conditions are restored. 3.2 Non-reclosing pressure relief devices Operating elements of these pressure relief devices are either a disc or a partition and usually of metal, initially block discharge of pressure vessels, and are activated at a determined pressure to discharge the solutions. These relief devices do not automatically close. Non-reclosing pressure relief devices include spring-actuated pin devices and other non-reclosing relief valves. 3.3 Ventilation system ... ... ... 4 Safety valves Other safety valves that are more appropriate in protecting pressure vessels against overpressure or other non-reclosing relief devices can be used according to agreement. Safety valve must be spring loaded. Counterweight safety valves are allowed for use in stationary vessels according to special agreement between relevant parties. Dead-weight and lever safety valves are not allowed. Control via automatic valve control or other indirect control must not be parts of the relevant relief valve system and contribute towards the required discharge flow rate, unless: (1) This design is approved by persons placing order and inspecting persons; (2) Discharged solutions are clean gas; (3) Main valves are so designed to automatically activate at a pressure that is not higher than the determined pressure and relieve all pressure if some essential parts of automatic system or auxiliary equipment are not functioning or complete valves are so designed to achieve reliability of the aforementioned system type. In respect of toxic or combustible liquid, relief and safety valves shall satisfy airtightness requirements. 5 Vacuum relief devices ... ... ... Volume and configuration of vacuum relief devices must be appropriate to deliver the necessary level of gas flow in order to keep absolute pressure at or above the pressure value which vessels are designed for. Vacuum relief devices shall be so installed in a similar manner to pressure relief devices with appropriate adjustments made to conform to vacuum conditions. Special concerns to design and installation of air feed of the devices must be taken in order to prevent blockage possibility. 6 Fusible plugs 6.1 Definitions Fusible plugs are active parts in form of a plugs made of materials with appropriately low melting points (usually alloy) which usually block discharge outlets in normal conditions and will melt at determined temperature in order to discharge contained solutions and relieve pressure. 6.2 Application As long as relevant parties enter into an agreement, one or multiple fusible plugs can be used in place of pressure relief devices only for special application such as to protect in case of fire around vessels that have been isolated from safety valves and conditions below: (1) Pressure relief devices shall be required to protect vessels from fire or other external unwanted heat sources; ... ... ... (3) Vessel contents are not toxic and not combustible, water volume in vessels does not exceed 500 liters or vessel contents are toxic and combustible, water volume in vessels does not exceed 500 liters; (4) These plugs are compliant with requirements of this part. In special cases and under agreement between relevant parities, soldering or brazing joints at appropriate melting points can be used in place of fusible plugs. 6.3 Required melting point Fusible plugs shall melt at its highest possible temperature (which equals designated melting point plus 3 ^oC) which must not be greater than the temperature at which internal pressure reaches 120% the design pressure of pressure vessels. In respect of pressure vessels containing liquefied gases that are combustible or toxic at ambient, designated melting point shall comply with requirements above and shall not be lower than 5 ^oC above the temperature used as the basis of design pressure. In respect of vessels containing permanent gas (usually in gas form) in ambient temperature, melting point shall not be greater than 80 ^oC and shall not be lower than 70 ^oC. 6.4 Installation Fusible plugs shall be connected to gas storage compartment and locations where temperature of vessels and contents of vessels is the highest. ... ... ... Installation shall comply with this chapter if vessels are installed in a manner that allows buildup of gases which, when discharged, cause harm such as toxic gas, combustible gas, or carbon dioxide, discharge via fusible plugs should be directed by pipes to outside air. Pipe connection must be so implemented to minimize effect on melting temperature of the plugs. 7 Manometer 7.1 Depending on requirements of each type of pressure vessel, manometer shall be installed for the vessels. 7.2 Manometer shall conform to applicable regulations. Stationary vessels shall be outfitted with bourdon manometer and mobile vessels shall be outfitted with diaphragm manometer. 7.3 Nominal dimensions shall not be lower than 75 mm in diameter. Where vessel diameter is lower than 380 mm, manometer of which diameter is 50 mm can be used if relevant parties allow. 7.4 Working pressure shall be within a third of measurement range of the manometer and the red line marks working pressure. Where manometer is outfitted with wet leg between the manometer and pressure vessels, the compensating amount shall be marked on measurement interface. Shut-off valves shall be installed between pressure vessels and manometer in order to accommodate manometer replacement if deactivation of pressure vessels is not feasible. 7.5 Manometer must be visible from position where operators regulate pressure of pressure vessels or outfitted with lids that can be uncovered quickly and installed to equipment such as siphons to prevent overheating from affecting working components of manometer. 8 Liquid level gauge 8.1 General provisions ... ... ... 8.2 Glass tubular level indicator Glass tubular level indicator and pipes shall be so designed to accommodate cleaning equipment. They shall be appropriately protected against destruction and reasonably shielded to prevent injuries to operators in case of damage. Glass tubular level indicators must not be used for toxic or lethal solutions or portable vessels. 9 Non-reclosing pressure relief devices These devices shall: (1) be open entirely at configuration pressure; and (2) have tolerance of configuration pressure of ±5%; and (3) operate within temperature range of -30 oC to 150 ^oC if pin devices are installed; and ... ... ... 10 Water drainage 10.1 Drainage devices Unless otherwise stipulated in relevant applied standards, calculation must be made relating to total drainage of pressure vessels of which contained solutions may or may not contain solutions that are corrosive to the vessels such as liquid in compressed gas tanks or toxic or combustible solutions. As a result, appropriate drainage devices shall be located at the lowest part of pressure vessels with a complete shut-off valve. Dimensions of this valve shall be 20 mm or higher or, in special situations, not lower than 10 mm. 10.2. Discharge Where relief valves are required to discharge toxic or combustible substances, discharge pipes shall be connected to the valves and lead to safe locations. Such discharge shall be implemented in a way that prevents danger to humans or destruction of equipment and environment and allows observation of the discharge. 11 Ventilation Auxiliary equipment shall be provided to ventilate from the highest part of pressure vessels during hydraulic test. ... ... ... 12. Installation of pressure relief devices 12.1 Non-reclosing safety valves and devices Non-reclosing safety valves and devices shall be connected to pressure vessels at vapor space above contained liquid or on pipes connected to vapor space in protected vessels. Safety valves shall be connected to vertical valve shafts and directed upward. Other orientations of shaft are permissible in respect of valves of which outlet diameter does not exceed 32 mm as long as installation complies with recommendation of valve manufacturers. Pressure vessels containing viscous liquid, safety valves shall be so installed that contact with the liquid does not significantly affect functionality of the valves. 12.2 Discharge valves Discharge valves of which operation involves liquid shall be connected at below normal liquid level. 12.3 Inlet connection Connection between discharge devices and pressure vessels shall be as short as possible. Area of discharge outlet must at least equal that of inlet of discharge devices and discharge flow rate of discharge devices must not be lower than the required flow rate of pressure vessels. Where discharge devices are not connected to pressure vessels, pressure drop between vessels and discharge outlets of discharge devices shall be calculated and shall not be greater than 3% configuration pressure based on actual flow rate of pressures as long as the devices are capable of preventing rapid opening and closing. Openings on vessel shell shall be so designed to provide direct and continuous flow between vessels and pressure relief devices. Where edges of inlets are rounded, pressure drop will be lessened. ... ... ... Inlet connection shall be so arranged to prevent build-up of impurities or liquid at inlets of discharge devices and turbulent flow. No other connection is allowed between pressure vessels and discharge devices thereof (except connections that do not contribute to flow rate such as connection of manometer). 13 Pressure calibration of safety valves Calibration of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed: - Plv + 0,5 bar - If working pressure is at most 3 bar. - Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar. - Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar. - In respect of pressure vessels containing LPG, configuration pressure of safety valves shall equal design pressure. 14 Protection against overheating ... ... ... These safety devices shall be independent, complimentary to single control devices, reliable in design, and agreed upon by relevant parties. Where multiple pressure relief devices are incapable of protecting pressure vessels from overheating in case of fire, pressure relief system shall be taken into consideration at important areas in order to prevent explosion of pressure vessels containing combustible gas or lethal gas; or sprinkler system or other fire suppression system capable of controlling vessel shall be taken into consideration. 15 Valve and accessory protection 15.1 Location of inspection and maintenance Pressure relief devices, other safety devices, and important accessories of pressure vessels shall be so arranged and installed that they can be accessed easily for operation, inspection, maintenance, and removal. 15.2 Anti-tampering protection Where setting configuration or other adjustment is done on the outside of safety devices, such adjustment must be locked or sealed (with lead seal), unless otherwise agreed upon by relevant parties. These devices and accessories must be so installed and protected that they cannot be easily nullified or intervened and are protected against dust, water, foreign objects, or toxic materials at outlets of valves. Devices shall be protected and so arranged to prevent frost due to inactivity. ... ... ... All safety valves and accessories of pressure vessels shall be so arranged, if possible, to provide maximum protection against destruction due to accidents. V Testing and inspection of pressure vessels of motorized road vehicles A Test and examination of pressure vessels in manufacturing 1 General provisions Pressure vessels shall be examined and tested prior to factory release. Examination and test shall be conducted by competent testing facilities. 2 Hydraulic test 2.1 General provisions 2.1.1 Each pressure vessel shall, prior to factory release, must undergo hydraulic test in accordance with this Article unless the vessel undergoes certified hydraulic or compressed gas test under this Chapter. 2.1.2 Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for hydraulic test purpose. ... ... ... 2.1.4 Solutions shall be taken to prevent hydraulic test process from affecting or damaging automatic protection devices and measuring instruments. If the aforementioned solutions are not feasible, devices must be isolated or removed for separate testing. 2.1.5 Test solutions and temperature thereof, test pressure, duration of sustained pressure shall conform to regulations and standards applied in design, manufacturing, or use. Where test pressure stipulated by manufacturing facilities is higher, stipulation of manufacturing facilities shall prevail. 2.1.6 Where hydraulic test is not feasible due to stress to foundation, drainage difficulty, internal lining that prevents water access, hydraulic test can be replaced by gas pressure test (using air or inert gases) and airtightness test using soap solution or other methods. Appropriate safety measures are adopted during test. 2.2 Test pressure Where applied standards and regulations do not stipulate test pressure, hydraulic test pressure for factory release purpose shall be compliant with Schedule 2. Schedule 2. Hydraulic test pressure Design pressure (bar) Hydraulic test pressure (bar) Ptk  5 ... ... ... Ptk > 5 1,5 Ptk but not lower than 10 Cast pressure vessels and canisters not dependent on pressure 1,5 Ptk but not lower than 5 2.2.1 Pressure vessels consisting of multiple compartments (including double-walled vessels) Where pressure vessels consist of more than one pressure compartments, each compartment must undergo hydraulic test at test pressure or in vacuum accordingly where no pressure is present in adjacent chambers. 2.2.2 Cast iron and ductile cast iron pressure vessels Test pressure for cast iron and ductile cast iron pressure vessels shall be: (1) 2,0 times the design pressure if design pressure exceeds 2,1 bar; or ... ... ... 2.2.3 Coated pressure vessel Pressure vessels that are galvanized, plated, coated with paint, glazed, covered in rubber or similar materials shall undergo hydraulic test in accordance with requirement of this Chapter before coating layers are applied. Where coating layers have been applied, depending on agreement between the parties, coated pressure vessels can undergo hydraulic test under an appropriate test pressure which does not exceed the initial test pressure in order to verify integrity of the coating layers. 2.3 On-site test At request of inspecting persons, finished pressure vessels shall undergo hydraulic test at the scene after they have been installed and adequately welded at a test pressure agreed upon by relevant parties and not lower than 1,25 times the design pressure. Primary parts must undergo tests compliant with requirements under this document. 2.4 Tests following repair of welded joints Where repair or revision related to welding on pressure vessels that have undergone hydraulic test has been conducted such as: (1) Work related to re-welding a part of primary welded joints of pressure vessel shell or bottom; (2) Work related to re-welding attachment accessories; ... ... ... (4) Work related to welding of pressure parts of carbon steel, carbon-manganese, and alloy vessels if minimum working temperature is 30 ^oC or lower than minimum design temperature of the materials. Hydraulic tests of these pressure vessels must be repeated at standard hydraulic test pressure in special situations or after repair without compromising vessel safety. These hydraulic test can be exempted via agreement between relevant parties. Where hydraulic tests are not conducted, welded joints shall undergo NDT, examination, or leak test. 2.5. Hydraulic test procedures and requirements Load test solutions and slowly increase pressure to prevent sudden expansion which damages pressure vessels; maintain test pressure for 5 minutes and do not tap with hammer. Monitor and detect any deformation, crack in hydraulic test. Reduce test pressure to nominal pressure gradually and maintain at this pressure throughout inspection process. Tap suspicious positions using test hammer and gradually reduce pressure to 0; rectify any defect (if any) and re-examine implemented rectifications. Test using water below 50 ^oC and not lower than ambient temperature by more than 5 ^oC. 2.6 Result report All test results must be submitted to registration authority. ... ... ... Design pressure of pressure vessels or calculated pressure of vessel parts of which strength cannot be calculated with desirable accuracy must be established in accordance with other requirements of this Article. Tests described under this Article can be use solely for establishing calculated pressure of vessel parts where thickness cannot be determined by design requirements hereunder. 4 Compressed gas test 4.1 General provisions Compressed gas test shall only be conducted to pressure vessels of which work involves toxic or combustible solutions and pressure vessels inside of which specialized equipment is installed that renders water test or internal test not feasible. 4.2 Test pressure Unless otherwise agreed upon by relevant parties, test pressure shall equal 1,25 times the design pressure or equal working pressure. Vessels must be able to withstand test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods. 5 Explosive test ... ... ... 6 Non-destructive testing All parts and welded joints of pressure vessels shall be examined via NDT in accordance with requirements corresponding to each type of pressure vessels. Test shall be conducted by competent technicians and testing facilities. B Inspection of active pressure vessels 1. General provisions 1.1 Pressure vessels for cargo transportation installed on motorized road vehicles, pressure vessels containing gas, liquefied gas used as fuel of motorized road vehicles must be inspected (examined and tested) during active use as per the law in order to ensure that the pressure vessels are always in safe working conditions. 1.2 Prior to inspection of pressure vessels, equipment owners must notify inspecting persons about all damage, change, repair, and replacement implemented since the previous inspection. 1.3 Welding and repair welding directly on vessel shell or parts shall not be allowed where the vessels are under working pressure. 1.4 Where internal inspection is not feasible due to vessel structures, internal pressure can be replaced by hydraulic test at stipulated test pressure at which point parts are examined if possible. ... ... ... 1.6 Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for test purpose. 1.7 During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed. 2 External and internal inspection During external and internal inspection of pressure devices, pay attention to: (1) Cracks, fissures, dents, bulges, rusts, etc. on device shell; (2) Measuring and safety devices and equipment that do not satisfy quantity or quality regulations; (3) Fastened elements that are corroded, damaged connections and insulations; (4) Where internal or external protective layer is damaged, the protective layer must be partially or entirely dismantled so as to thoroughly examine the damage. 3 Pressure test (hydraulic test) ... ... ... 3.1 In respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC, test pressure is compliant with Schedule 3. 3.2 In respect of glazed pressure vessels, test pressure shall be compliant with regulations of manufacturers and shall not be lower than Plv. 3.3 In respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is from exceeding 200 ^oC to 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 1,5 Plv. 3.4 In respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 2 Plv. 3.5 Where water test is not feasible due to structural characteristics of pressure vessels or drainage is not possible, tests using compressed air is allowed as an alternative. Schedule 3. Test pressure Type of pressure vessel Permissible working pressure plv (bar) Hydraulic test pressure ... ... ... Pressure vessel (other than cast vessels) Plv ≤ 5 1,5 Plv and not lower than 2 Pressure vessel (other than cast vessels) Plv > 5 1,25 Plv and not lower than Plv + 3 Cast vessels and canisters Regardless of pressure 1,5 Plv and not lower than 3 ... ... ... 4 Calibration of safety and measuring instruments 4.1 Safety and measuring instruments (valves, manometers) installed on pressure vessels shall be required to satisfy metrology requirements, inspected and calibrated in accordance with metrology laws. 4.2 Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities. 5 Airtight test 5.1 Airtight test shall only be conduced if pressure vessel operates in presence of toxic, combustible substances and pressure vessels are internally outfitted with specialized equipment or internal inspection or water pressure test is not feasible due to structural characteristics. 5.2 Pressure, solutions, and duration of sustained pressures are provided under Schedule 4. 5.3 Vessels must be able to withstand sustained test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods. Schedule 4. Pressure, solution, and duration of sustained pressure Type of pressure vessel ... ... ... Test solutions Pressure vessel of all types Plv Air or inert gases Pressure vessels containing LPG 7,5 Air or inert gases Plv - Working pressure. 6 Inspection interval of pressure vessels ... ... ... + External and internal inspection: once every 3 years. + External, internal inspection and hydraulic test: once every 6 years. + Operational inspection: once every year. + External and internal inspection (of pressure vessels containing metal-corroding solutions such as chlorine, sulfur, hydrogen, etc.): at least once every 2 years. + Where inspection interval differs from the regulations above due to specific characteristics of pressure vessels, inspection interval specific to the pressure vessels shall prevail or shorter inspection interval prescribed by manufacturing facilities shall prevail. 6.2 Interval of operational inspection shall be once per year for pressure vessels. Operational inspection shall be conducted by using facilities or hired experts or competent agencies if using facilities are in capable of conducting the inspection. Inspection results must be recorded in writing then stored in management dossiers of facilities. 6.3 Inspection interval of pressure vessels installed on motorized road vehicles shall not be longer than that under 6.1 of this Chapter. Inspection of pressure vessels installed on motorized road vehicles shall be conducted at the same time as inspection of the motorized road vehicles. 7 Irregular inspection: Pressure vessels shall undergo irregular inspection if: ... ... ... 7.2 The pressure vessels are renovated or relocated; 7.3 Dents or bulges are reshaped or repair work is done in a manner that involves re-welding of primary parts of the pressure vessels; 7.4 Before internal protective linings of pressure vessels are installed; 7.5 Owners or registration authorities suspect technical conditions of the pressure vessels. C Test and inspection of imported pressure vessels 1 General provisions Pressure devices used on imported motorized road vehicles shall be examined and certified by Vietnam Register or agencies, organizations authorized by Vietnam Register in accordance with this document. 2 Inspection and test 2.1 New pressure devices imported in batches of the same type shall undergo inspection and test where one device is retrieved at random from a batch of same type equipment for inspection under 2.1.1 through 2.1.3 of this part. ... ... ... 2.1.2 Inspection of exterior, thickness, dimensions, quality of welded connection 2.1.3 Operational test (for pressure devices on vehicles). 2.2 Used pressure devices imported in batches of the same type shall undergo inspection and test under 2.1.1 through 2.1.3 of this part individually. CHAPTER 3 PRESSURE VESSELS OF RAILWAY VEHICLES I General provisions 1 Pressure vessels on railway vehicles shall undergo inspection and hydraulic test in manufacturing and use as per the law in order to maintain safety. This provision does not apply to vessels of which volume is below 25 liters and the product of volume (liter) and pressure (bar) is not greater than 200 (P x V ≤ 200). 2 Inspection and test shall conform to procedures appropriate to inspection cycle applicable to the vehicles. 3 In respect of manufactured or assembled pressure vessels, vehicle owners shall conduct NDT and hydraulic test before requesting inspecting agencies to conduct other tests if needed. 4 In respect of active pressure vessels, vehicle owners must inform inspecting personnel about damage, changes, repair, or replacement since the previous inspection. ... ... ... 6 During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed. 7 Do not weld or repair directly on vessel shell or parts where the vessels are containing gas. II Regulation on design and manufacturing  Pressure vessels designed and manufactured for use by railway vehicles shall satisfy design and manufacturing requirements under TCVN 8366:2010. III Regulation on inspection 1 Import inspection a) Inspect import dossiers. b) Inspect exterior, thickness, dimensions, quality of welded connection c) Conduct operational test (for pressure devices on vehicles). ... ... ... 2.1 Inspection of manufacturing documents + Design dossiers inspected by competent authorities. + Certificate of manufacturing materials. + Pressure welder certificate of competency. + Reports on inspection results of manufacturing facilities. + Reports on NDT results. 2.2 External and internal inspection + Vessel labels must be clear; dimensions, label, and specifications of equipment shall be compliant with regulations in the appendix. + All connections must be firmly fastened. ­­­ ... ... ... 2.3 Inspection of technical specifications  + Materials and dimensions shall conform to design regulations. 2.4 Hydraulic test (1) Test pressure for factory release test is provided under Schedule 5. Schedule 5. Hydraulic test pressure for factory release Design pressure (bar) Hydraulic test pressure (bar) Ptk ≤ 5 2 Ptk but not lower than 2 ... ... ... 1,5 Ptk but not lower than 10 Cast pressure vessels and canisters not dependent on pressure 1,5 Ptk but not lower than 5 (2) Duration of sustained test pressure: + 10 minutes: For pressure vessels of which shell thickness is at most 50 mm; (3) A pressure vessel passes the hydraulic test if: + There is no crack; + Water vapor or leak is not occurring in connections + There are no deformations; ... ... ... 3 Inspection during use 3.1 Inspection interval: + External and internal inspection: once every 3 years. + External, internal inspection and hydraulic test: once every 6 years. + Operational inspection: once every year. + External and internal inspection (of pressure vessels containing metal-corroding solutions such as chlorine, sulfur, hydrogen, etc.): at least once every 2 years. Note: Where internal inspection is not feasible due to structural characteristics, internal inspection can be replaced by hydraulic test where test pressure complies with prescribed test pressure and examination of parts that can be examined. 3.2 Interval of operational inspection shall be once per year for pressure vessels. Operational inspection shall be conducted by using facilities or hired experts or competent agencies if using facilities are in capable of conducting the inspection. Inspection results must be recorded in writing then stored in management dossiers of facilities. 3.3 Inspection interval of pressure vessels installed on railway vehicles shall not be longer than that under 3.1 of this Chapter. Inspection of pressure vessels installed on railway vehicles shall be conducted at the same time as inspection of the railway vehicles. ... ... ... (1) Inspection of technical dossiers. (2) Inspection of exterior: + Label of pressure vessels must be clear and law-compliant. + Vessel shell must not have cracks, fissures, dents, bulges. + Welded and riveted connections must not leak. + All connections must be firmly fastened. ­­­ (3) Inspection of thickness and dimensions. + Length is not lower than the permissible limit in design dossiers. + Dimensions shall be compliant with technical dossiers. ... ... ... + In respect of pressure vessels of which working temperature is at most 200 ^oC, test pressure is provided under Schedule 6. Schedule 6. Hydraulic test pressure during use Type of pressure vessel Permissible working pressure (bar) Hydraulic test pressure (bar) Vessels, tanks, or containers (except cast vessels) Plv < 5 1,5 Plv and not lower than 2 Vessels, tanks, or containers (except cast vessels) ... ... ... 1,25 Plv and not lower than Plv+ 3 Cast vessels and cylinders Regardless of pressure 1,5 Plv and not lower than 3 + In respect of glazed pressure vessels, hydraulic test pressure shall be compliant with regulations of manufacturers and not lower than permissible working pressure. + In respect of pressure vessels of which working temperature is from exceeding 200 ^oC to 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 1,5 Plv. + In respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 2 Plv. (5) Duration of sustained test pressure: Pressure vessels shall be able to withstand sustained test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to and maintained at working pressure throughout inspection process. ... ... ... + There is no crack; + Water vapor or leak is not occurring in connections + There are no deformations. IV Regulation on calibration of safety and measuring devices 1 Safety and measuring instruments (valves, manometers) installed on pressure vessels shall be required to satisfy metrology requirements, inspected and calibrated in accordance with metrology laws.  Calibration of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed: - Plv + 0,5 bar - If working pressure is at most 3 bar. - Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar. - Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar. ... ... ... 2 Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities. CHAPTER 4 PRESSURE VESSELS OF OFFSHORE PETROLEUM INSTALLATIONS I GENERAL PROVISIONS 1. Pressure vessels installed on offshore petroleum installations shall be so designed, manufactured, modified, repaired, and examined in operation in accordance with requirements under this Chapter or other standards compliant with international standards. Tests shall be conducted by testing facilities. II REQUIREMENT FOR DESIGN AND MANUFACTURING 1. Pressure vessels installed on offshore petroleum installations shall satisfy design and manufacturing requirements under TCVN 8366. 2. Drawings and documents submitted for inspection 2.1. Drawings (with specified type and dimensions of materials): (a) General layout; ... ... ... (c) Arrangement of pressure relief devices; (d) Washers and openings for part installation; (e) Other drawings deemed necessary by Vietnam Register. 2.2. Documents: (a) Presentation of primary characteristics; (b) Welding technical characteristics (procedures, materials, conditions); (c) Other documents deemed necessary by the Vietnam Register. III INSPECTION IN USE, REPAIR, AND MODIFICATION 1 Preparation for inspection ... ... ...  Safety warnings must be installed during maintenance and inspection of pressure vessels as certain technology solutions are toxic to human health. In addition, pressure vessels are enclosed spaces and persons conducting work inside vessels are exposed to risks . Safety regulations and procedures must be adhered to upon entering pressure vessels. 1.2 Type and interval inspection 1.2.1 Types of inspection 1.2.1.1 Import inspection 1.2.1.2 Time-based inspection 1) Inspection during installation; 2) Inspection of exterior; 3) Inspection of interior; 4) Irregular inspection. ... ... ... 1) Annual assessment; 2) Inspection based on results of RBI program. 1.2.2 Inspection interval 1.2.2.1 It is possible to utilize RBI assessment in order to determine appropriate interval for internal inspection, external inspection, operational inspection, inspection and test of pressure relief devices. 1.2.2.2 With the exception of vessels inspected under RBI, the following inspection interval shall be applied: 1) External inspection: once every year; 2) External and internal inspection: once every 5 years. 1.3 Equipment All instruments, equipment, personal protective equipment that are used in working with pressure vessels (inspection, NDT, pressure test, repair, modification) must be inspected before use. NDT equipment and equipment of repairing organizations must satisfy safety requirements of equipment owners applicable to electrical equipment. Other equipment that may be necessary for working with pressure vessels such as shingles, scaffolding, and ladders must be inspected before use. Personal protective equipment must be worn if required by regulations, construction site owners/users, or repairing organizations. ... ... ... Before conducting inspection and maintenance work (NDT, pressure test, repair, or modification), relevant personnel must obtain permission to work in adjacent areas (inside or outside) granted by individuals responsible for operation of pressure vessels. Where people are inside vessels, all other people working around the vessels must be notified about presence of personnel in the vessels. Individuals working inside vessels must be notified about any work to be conducted inside or outside of the vessels when they are inside the vessels. 1.5 Entering pressure vessels A pressure vessel shall be isolated from all sources of liquid, gas, vapor, radiation, and electricity before people are allowed to enter the pressure vessel. The vessel must be flushed, cleaned, clear, ventilated, and tested internally before people are allowed to enter. Procedures for ensuring continuity of risk prevention and safety ventilation in order to ensure safe egress/personal risk must be clear and understood by anyone entering the vessel. Such preventive documents are mandatory before access to pressure vessel is granted. Individuals must obtain permission from individuals responsible for operation of the vessels before entering. If needed, personal protective equipment such as eye protection, respiratory protection, and protection for other body parts are required to provide protection against possible risks in the vessels. All safety procedures for entering pressure vessels required by local administrative divisions and applicable legal provisions must be adhered to. Inspecting personnel have the responsibility to ensure that all safety procedures, regulations, and permission to enter confined spaces must be adhered to before access to pressure vessels is conducted. Inspecting personnel must seek assistance in ensuring that all vessel connections that may endanger people inside the vessels during inspection must be shut off or reasonably sealed. 1.6 Dossier consideration Prior to any inspection required by this Chapter, inspecting personnel must examine background information of the vessels. Previous inspection, repair results, current inspection plans, technical calculations and/or similar inspections must be taken into consideration. 2 Import inspection a) Inspect import dossiers. b) Inspect exterior, measure thickness, dimensions, quality of welded connections when necessary. c) Conduct operational test (for pressure devices on vehicles). ... ... ... 3.1 General provisions  RBI can be utilized to determine interval, type, and scope of inspection/examination during operation. RBI assessment identifies risks by combining probabilities and consequences of vessel damage. Where equipment owners choose RBI assessment, systemic assessment of both damage probabilities and consequences shall be compliant with API 581. 3.2 Probability assessment 3.2.1 Probability assessment relies on possible damage models that can be assumed to affect pressure vessels in any actual operation. Mechanical damage includes: loss of metal inside or outside due to localized or uniform corrosion, cracks, damage caused by metallurgy, corrosion, fatigue, brittleness, creep. 3.2.2 In addition, effectiveness of inspection, pressure vessels, and employed methods for detecting possible mechanical defects shall be evaluated. Other factors taken into consideration in probability assessment include: (1) Suitability of manufacturing materials; (2) Vessel design conditions, related to operating conditions; (3) Conformity of applied manufacturing code and standards; (4) Effectiveness of corrosion control program; ... ... ... (6) Requirements pertaining to structure and pressure maintenance; and (7) Operating conditions, past and planned. Vessel damage parameters are important information for the purpose of this assessment. 3.3 Consequence assessment 3.3.1 Consequences of leak depend on type and quantity of technology fluid in pressure vessels. Consequence assessment covers potential accidents caused by leak of fluid, magnitude of leak, and type of potential leak (including explosive substances, combustible substances, discharge of toxic substances). 3.3.2 Assessment also identifies potential accidents caused by leak of fluid and potentially causing: harm to health, harm to the environment, damage to pressure vessel, and wasted service life of the vessels. 3.4 Dossiers  RBI assessment shall be documented in a manner complaint with API 580, Section 17, and clearly identifying parameters that affect probability and consequences of damage to pressure vessels. Following RBI assessment, assessment results can be used in determining vessel inspection plans and better identifying the following items: (1) Most appropriate solutions, vessels, inspection solutions, and NDT solutions; ... ... ... (3) Interval of external, internal, and operational inspection; (4) Necessity of pressure test following damage, vessel repair/modification; and  (5) Steps for preventing and limiting probability, consequences of vessel damage (such as repair, technology change, restraint). 3.5 Annual assessment 3.5.1 Annual assessment shall be conducted in order to verify that pressure vessels under sustained pressure satisfy operational requirements and objectives. 3.5.2 Annual assessment includes: a) Review of operation; b) Review of operational technical regulations and procedures; c) Review of assessment, maintenance reports conducted in the year; ... ... ... 3.6 Frequency of RBI assessment Where RBT assessment is used for determining vessel inspection interval, assessment shall be updated after each inspection in accordance with API 580, Section 15. RBI assessment must also be updated where changes to parts or technology procedures affect level of damage or mechanical damage and where unexpected damage causes mechanical damage. 4 Time-based inspection 4.1 General provisions 4.1.1 Inspection shall be conducted to determine whether all vessel elements or important parts operate safely until the next inspection. Risks related to stop, activation, and possibility of accelerated corrosion on all vessel surface due to contact with air and moisture must be evaluated if internal inspection plans are drafted. 4.1.2 Different types of inspection shall be determined on a case-by-case basis and type of pressure vessels, including: 1) Inspection during installation; 2) Inspection of interior; 3) Inspection of exterior; ... ... ... 4.1.3 Inspections shall be conducted in accordance with inspection plans appropriate to each pressure vessel. Where corrosion or other damage is found during inspection, assessment, characteristic and dimension determination shall be conducted in accordance with Section 5 of this Chapter within deviation of inspected drawings. 4.2 Inspection during installation 4.2.1 Pressure vessels shall be inspected upon their installation in order to verify that the vessels are safe for operation, are not damage during transportation. Reports on initial vessel inspection must be produced. Installation inspection must at least: 1) Verify that nameplate information conforms to data report of manufacturer and design requirements; 2) Verify that vessels are properly installed with reasonable and guaranteed supporting structures, sturdy external equipment such as ladders and platforms, adequately installed coating layers, properly connected flanges and other mechanical connections, dry and clean vessels; and 3) Verify that pressure relief devices satisfy design requirements (correct equipment with correct pressure setting) and are installed properly. 4.2.2 In case of damage, written recording must be made, recommend repair or, when necessary, conduct technical assessment in order to ensure that vessels fit for operation. 4.2.3 Internal vessel inspection is not required if dossiers (such as data report of manufacturers) guarantee that vessels conform to technical and design characteristics. 4.3 Inspection of exterior ... ... ... 4.3.2 Vessels must undergo visual examination for bulges, dents, and deformation. Where vessel deformation is suspected or observed, overall dimensions of vessels must be examined in order to determine level of deformation. 4.3.3 Inspection of stairs, ladders, platforms, walkways, and clamps. 4.3.4 Inspection of brackets, supporting structures, bolts, lanyards, hoses, grounding system. 4.3.5 Inspection of quantity and condition of auxiliary equipment such as measuring instruments, safety valves, conditions of paint and protective coating layers. 4.3.6 Inspection of localized or uniform corrosion on external metal surface of vessels. 4.3.7 In respect of vessels with external coating, the external coating must be inspected. External coating is not required to be removed if vessel shell is maintained at a low enough or high enough temperature to prevent moisture condensation. Where temperature spectrum at which vessels operate causes corrosion under the coating, CUI inspection shall be conducted in accordance with 4.8 hereof. 4.4 Inspection of vessel interior 4.4.1 Thorough examination of vessel interior must be conducted in order to detect damage. Inspection via access openings or inspection openings can serve as an alternative to internal inspection if vessel dimensions are too small to guarantee safety for entering vessels or if vessel interior can be clearly seen and reasonably examined at access openings or inspection openings. 4.4.2 The main goal of internal inspection is to detect damage that cannot be detected via regular external observation according to CMLs during vessel operation. NDT methods may be required to detect damage. ... ... ...  Where pressure vessels are outfitted with detachable internal equipment, the equipment might have to be removed to increase the scope of vessel surface inspection when necessary. Complete dismantlement of equipment is not necessary as long as damage at inaccessible areas of the vessel due to internal equipment does not spread to accessible areas of the vessel. 4.4.4 Lining and residue in vessel 1 During inspection, lining or residue might be removed for inspection purposes if necessary. Where residues such as carbon black usually allowed on vessel surface are present, such residues must be determined that they offer reasonable protection and do not cause damage to vessel surface. 2 Internal lining (such as fire-rated materials, underlay, cushion, pait) must be examined. Where internal lining is in good condition and damage beneath the internal lining is beyond reasonable doubt, the internal lining is not required to be removed for internal inspection purpose. Where internal lining shows sign of damage, deformation, or cracks, the lining must be removed to facilitate examination of lining and surface beneath. It is possible to utilize external NDT methods to survey damage beneath lining. 4.4.5 Internal inspection can be replaced by operational inspect as long as 4.5.4 of this Chapter is satisfied. 4.5 Inspection in operational conditions 4.5.1 Inspection in operational conditions may be required according to inspection plan. Where inspection of vessel shell operation is conducted, appropriate NDT methods shall be determined in order to detect mechanical damage and relevant defects mentioned in inspection plans. 4.5.2 The inspection may involve multiple examination methods for evaluating mechanical damage related to vessel operation. Methods used in inspection shall be selected based on their ability to identify mechanical damage on the surface and their viability at operating conditions of pressure vessels (such as metal temperature). Thickness inspection described under 4.6 of this Chapter is a basic part of inspection in operational conditions. 4.5.3 NDT methods adopted for determining locations of internal damage present different limitations. Issues that may affect the limitations include: ... ... ... (2) Type of base materials (sheet, pipe, cast); (3) Welding materials; (4) Hoses, reinforcement brackets, reinforcement plates; (5) Internal accessories; (6) Internal lining or galvanized layer; (7) Access path and equipment temperature; (8) Specific limitations that affect selection of NDT methods for determining mechanical damage. 4.5.4 Inspection in operational conditions can be accepted as an alternative for internal inspection if: (1) Dimensions or shapes of access openings do not allow internal inspection; ... ... ... (a) The rate of uniform corrosion is lower than 0,125 mm/year; (b) Remaining service life of vessel is greater than 10 years; (c) Corrosion properties of elements, including affect of trace elements, are determined for 5 years or more in similar or equivalent operational conditions;  (d) External inspection does not raise suspicion; (e) Working temperature of steel vessel shell does not exceed the lower end of creep range range under Part 4, Schedule 4.1 of the API 579-1/ASME FFS; (f) Vessels do not crack or exhibit hydrogen damage during liquid processing; (g) Vessel coating does not exhibit damage 4.5.5 Where operational inspection is accepted, such inspection can be conducted regardless of whether or not the pressure is under pressure. 4.6 Thickness inspection ... ... ... 4.6.2 Although thickness measurement is not required for active vessels, thickness control of active vessels is a basic method for controlling corrosion rate. 4.6.3 Registration personnel shall review thickness measurement readings in order to find possible irregularities and cooperate with experts in corrosion where short-term corrosion rate changes relative to the previous corrosion rate in finding causes. Appropriate solutions for responding to rapid corrosion rate may include corrosion allowance, UT scan in suspicious areas, control of corrosion process, and reconsideration of vessel inspection plans. 4.6.4 Equipment owners have the responsibility to ensure that individuals engaged in thickness measurement undergo training and are certified in accordance with applicable procedures. 4.7 Inspection of calibration of safety, measuring instruments. 4.7.1 Pressure relief devices shall be tested and repaired by organizations that have been certified and qualified for providing maintenance for pressure relief valves. 4.7.2 Safety and measuring instruments (safety valves, manometer) installed on pressure vessel shall satisfy technical metrology requirements, be inspected and calibrated in accordance with metrology laws, be calibrated on an annual basis, and undergo pop test once every 2 years. Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities. 4.8 Inspection of corrosion under insulation (CUI) 4.8.1 Temperature range susceptible to CUI  CUI inspection shall be taken into consideration for pressure vessels with external insulating coating and vessels operating intermittently or vessels operating within: ... ... ... (2) 60 ^oC to 185 ^oC for austenitic stainless steel; (3) 138 ^oC to 185 ^oC for duplex stainless steel. 4.8.2 Locations on vessel shell susceptible to CUI For carbon steel and lightweight alloy steel, positions with insulation coating are usually susceptible to corrosion. For austenitic stainless steel and duplex stainless steel, CUI usually comes in form of chloride stress corrosion cracking. Upon developing CUI inspection plan, inspecting personnel must review areas that are the most susceptible to CUI while being aware of positions of CUI damage that cannot be predicted with ease. Areas on vessels that are most susceptible to CUI are: (1) On top of coating layers or reinforcement brackets; (2) Hoses and access openings; (3) Other penetrating locations (such as ladder anchors, pipe brackets); (4) Areas prone to water infiltration due to malfunctioning coating layers; (5) Areas where coating layers are lost; ... ... ... (7) Other areas where condensation easily occurs. Where CUI damage is detected, inspecting personnel must examine other vulnerable areas on the vessels. 4.8.3 Removal of coating layers Although external coating layers are in good conditions, CUI damage may still occur underneath the coating. CUI examination may require partial or total removal of coating layers. Where external coating layers are in good condition and no damage is done underneath them, the coating layers are not required to be removed. Consideration of whether removal of coating layers is necessary includes, but is not limited to: (1) Consequences of CUI leak; (2) CUI background of comparable vessels or equipment; (3) Visual conditions of coating layers; (4) Proof of liquid leak (such as stains); ... ... ... (6) Conditions/age of paint layers underneath the coating, if any; (7) Ability to absorb/hold water for types of coating (such as calcium hydrosilicate as opposed to foam glass); (8) Ability to adopt NDT to effectively determine positions of CUI without removing coating layers. In addition, measurement of vessel thickness from the inside of pressure vessels at areas affected by basic CUI can be implemented during internal inspection as long as inspecting personnel are aware that CUI damage is usually highly localized and, as such, difficult to be detected from inside the vessels. 4.9 Pressure test 4.9.1 Pressure test shall be conducted after modification or major repair is implemented. Where repair work (that is not major repair) is finished, pressure test shall be conducted if deemed necessary and stated by inspecting personnel in repair plans. 4.9.2 Essentially, pressure test shall be conducted to finished vessels. However, it is possible to conduct pressure test for vessel parts/elements instead of full vessel test (in the same manner as testing new hose pressure). 4.9.3 Pressure test shall only be conducted if internal and external inspection are satisfied. 4.9.4 Before pressure test is conducted, appropriate procedures and preventive actions must be taken to ensure safety of participating individuals. Where vessel pressure is greater than MAWP, vessel parts must not be tested. ... ... ... 4.9.6 Prior to hydraulic test, supporting structures and platform design shall be taken into consideration in order to ensure that they are suitable to withstand load of hydraulic test. All vessels and parts that can withstand hydraulic test pressure entirely shall be examined whether they are suitable for test pressure. Where they are not suitable for hydraulic test pressure, they must be isolated from the test. 4.9.7 In order to reduce risk of brittle fracture during pressure test, metal temperature must be maintained at a level at least higher than MDMT or MAT by 17 ^oC for vessels of which thickness is greater than 5 cm and by 6 ^oC for vessels of which thickness is 5 cm or lower. Test temperature does not need to be higher than 50 ^oC unless information on brittle characteristics of vessel materials dictate a higher test temperature. 4.9.8 Where separate regulations are not provided under applicable standards and regulations for inspection of specific equipment, hydraulic test pressure for active equipment shall be: (1) Compliant with Schedule 7 in respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC. (2) Compliant with regulations of manufacturers and not lower than permissible working pressure in respect of glazed pressure vessels. Schedule 7. Test pressure Type of pressure vessel Maximum permissible working pressure Plv (bar) Test pressure ... ... ... - Vessels, tanks, or containers (except cast vessels) Less than 5 1,5 Plv and not lower than 2 - Vessels, tanks, or containers (except cast vessels) 5 or higher 1,25 Plv and not lower than Plv + 3 - Cast vessels and canisters Regardless of pressure 1,5 Plv ... ... ... (4) Not be lower than 2 Plv in respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC. 4.9.9 Vessels must be capable of withstanding test pressure for 5 minutes after which point pressure is gradually reduced to working pressure and maintained throughout examination duration. 4.9.10 Where hydraulic test is not feasible due to stress to foundation, the floor, or the vessel is too significant because of water mass; difficulty in water discharge; internal layers prohibiting water intake, hydraulic test can be replaced by gas pressure test (using air or inert gases) at a pressure of 1,1 Plv. Gas test shall only be permitted if external and internal inspection conducted either visually or via non-destructive methods yields good results. 4.9.11 During gas pressure test, safety measures below must be adopted: (1) Valves and manometers on gas feed pipes must be far away from location of vessels or outside of chambers in which vessels are located; (2) During period in which vessels undergo gas pressure test, unauthorized persons must evacuate to safe locations; (3) Do not tap vessel shell with a hammer during gas pressure test.  Vessels must be able to withstand test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods. 4.9.12 Where pressure test is not conducted after modification or major repair, inspection via appropriate NDT shall be conducted. Alternative NDT procedures that replace major repair or modification shall only be conducted after inspection is conducted by engineers and inspecting personnel. In such cases, it is necessary to conduct FFS assessment in order to determine limit crack dimensions and determine acceptable standards of NDT solutions. ... ... ... 5 Recording, analysis, and evaluation of inspection data 5.1 Determination of corrosion rate 5.1.1 Available pressure vessels 1 The rate of corrosion caused by mechanical damage shall be determined by the difference of two thickness measurements dividing time interval between the measurements. Determination of corrosion rate may include thickness data collected over more than two measurements. Whether short-term or long-term corrosion rate is used will be determined by inspecting personnel. Short-term corrosion rate shall be determined by the nearest two measurements while long-term corrosion rate is determined by the latest measurement and the first measurement. The difference in corrosion rates help to determine current corrosion rate that occurs over long-term activities. Long-term (LT) corrosion rate shall be calculated using the formula: (ST) ttrước- thiện tại Interval between ttrước and thiện tại (years) tban đầu - thiện tại ... ... ... Where: + tban đầu: Initial thickness at CML such as current thickness. This refers to the original thickness at these CMLs or the initial thickness in an environment with new corrosion rate, (mm). + thiện tại: Current thickness at CMLs, (mm), measured in the latest inspection. +ttrước: Thickness measured in the previous inspection. Measured at the same location as where current thickness is measured, (mm). 2 Where corrosion rate is considered a part of data assessment, inspecting personnel shall cooperate with experts in corrosion in selecting the corrosion rate that depicts current conditions of pressure vessels in the most accurate manner. The following details should be taken into consideration where a type of corrosion rate corresponding to an area susceptible to corrosion is used in determination of remaining service life and subsequent inspection interval; (1) Localized or uniform mechanical corrosion; (2) Areas susceptible to effect of liquid, cavitation, or corrosion - cavitation; (3) Determination of starting point of corrosion (if the vessels do not enter into operation for the first time) which is essential for measuring loss of vessel shell thickness and identifying appropriate time period for determining corrosion rate; ... ... ... (5) The effect of residue formation on protection of parts from corrosion or loss of protective layers (such as the case where a higher liquid velocity removes protective layers from vessel shell); (6) Underlying risks that cause rapid corrosion in specific areas (such as areas where iron sulfide buildup occurs); (7) Consecutive operations within safe operating window. New pressure vessels or pressure vessels with altered operating conditions 3 In respect of new pressure vessels or pressure vessels with altered operating conditions, one of the following methods will be used to determine possible corrosion rate. Remaining service life and inspection interval can be determined by this corrosion rate. (1) Corrosion rate can be calculated by parameters collected by site owners/users from active pressure vessels in the same or equivalent operating conditions. Where parameters of active pressure vessels in the same or equivalent operating conditions are not available, other options must be taken into consideration. (2) Corrosion rate can be determined by experts in corrosion. (3) Corrosion rate can be determined via parameters declared on vessels in the same or equivalent operating conditions. (4) Where corrosion rate cannot be determined via any other solutions above, corrosion rate shall be determined while vessels are in operation after 3 to 6 months with the use of appropriate corrosion control devices or measurement of actual vessel thickness. Subsequent determination shall be conducted at appropriate interval until reliable corrosion rate is determined. Where assumed corrosion rate is found to be inaccurate, corrosion rate in remaining calculations of service life shall be replaced by actual corrosion rate. ... ... ... 5.2.1 Remaining service life of vessels (in years) shall be calculated using the formula below: Where: + thiện tại: Current thickness at CML, (mm), measured in the latest inspection; + thiện tại: The required thickness at the same CML or part, (mm), such as estimation method. This is estimated via design formula (such as those related to pressure and structures) and does not include corrosion allowance or tolerance of manufacturers. 5.2.2 It is possible to use statistical analysis in calculation of corrosion rate and remaining service life of parts of pressure vessels. Such statistical approach can be adopted in order to evaluate whether internal inspection is to be replaced or to determine internal inspection interval. Ensure that processing of statistics accurately reflects current conditions of vessel parts, especially parts susceptible to localized corrosion. Statistical analysis is not required for random vessels with signs of localized corrosion. Adopted analysis solutions must be recorded in writing. 5.3 Determination of MAWP 5.3.1 MAWP for continued operation of vessels shall be based on calculations defined under the latest edition of the ASME or manufacturing code of the vessels. MAWP results from these calculations must not be greater than the original MAWP unless re-assessment is conducted in a manner compliant with 6.2 hereof. 5.3.2 Calculations can only be done if the following important parts are compliant with requirements of applied code: design of top, shell, and hose reinforcement; technical characteristics of materials; permissible stress; effectiveness of welded connections; acceptable standards in inspection; and requirements of periodic operation. ... ... ... Where: + C: Refers to annual corrosion rate, (mm) + I: Refers to interval to the next internal inspection or operational inspection, (year) + t hiện tại: Refers to actual thickness, (mm), measured in the latest inspection. 5.3.4 Thickness measurement shall be done multiple times if actual thickness is greater than or lower than the thickness in material test reports or specification reports of manufacturers, especially if the materials are manufactured by casting. Procedures for measuring thickness shall be inspected by inspecting personnel. 5.4 FFS analysis for corroded areas 5.4.1 General provisions  Actual thickness and the maximum corrosion rate of any vessel part can be adjusted in any inspection by considering issues below: ... ... ... 1 In respect of areas with large dimensions, vessel shell thickness can be calculated on average over a maximum length of: (1) 1/2 of vessel diameter or 50 cm, whichever is greater in respect of pressure vessels of which inner diameter is lower than or equal to 150 cm; (2) 1/3 of vessel diameter or 40 cm, whichever is greater in respect of pressure vessels of which inner diameter is greater than 150 cm. 2 Thickness shall be measured at equal interval along a determined length. In respect of regions with significant dimensions, multiple straight lines in corroded areas may be evaluated in order to determine lines with the lowest average thickness. Requirements below must be satisfied after adopting average thickness: (1) Areas with corroded metal is flattened without notches (which mean localized stress is insignificant); (2) The devices do not operate in brittle limit; (3) Parts do not operate in cycle; (4) Data set must include at least 15 points at which thickness measurement is conducted; (5) Minimum number of measurement points must include average thickness; ... ... ... 3 Where hoop stress is dominant (which is characteristic for all pressure vessels), thickness measurement shall be done along longitudinal length. Where hoop stress is dominant (due to wind load or other factors), length measurement shall be done along the circumference. 4 For the purpose of calculating average thickness near non-continuous elements (such as hoses, cone transition, flanges), take into consideration separately limits of average thickness of reinforcement plates (or other areas with high localized stress) and areas outside of or adjacent to reinforcement plates (or other areas with high localized stress). (1) For the purpose of measuring average thickness near hoses, estimated thickness must not exceed limits of reinforced areas defined in applicable manufacturing codes, standards, regulations. Consider additional reinforcement in hose reinforcement design (such as increasing diameter of reinforcement plates for the purpose of considering pipe load or wind load). (2) Technical consideration of average thickness within vicinity of reinforcement plates for non-continuous structures is specified in API 579-1/ASME FFS-1, Part 4. 5 For the purpose of calculating remaining service life in accordance with 5.2, the minimum average thickness of any length in corroded area should be selected instead of current thickness (thiện tại). 5.4.3 Assessment of pitting corrosion  During current inspection, scattered areas of pitting corrosion can be overlooked if requirements below are met: (1) Remaining thickness below the pits are greater than 1/2 the required thickness (½ tyêu cầu). (2) Total area of sections with pits that are deeper than corrosion allowance is not greater than 45 cm^2 within a circle with 20 cm in diameter; ... ... ... It is possible to adopt API 579-1/ASME FFS-1, Part 6 to evaluate different forms of pitting corrosion development, the speed of pitting corrosion, and assessment of potentials in pitting corrosion rectification relative to equipment replacement. Maximum pitting corrosion depth and area of pitting corrosion in assessment chart of the API 579-1/ASME FFS-1, Level 1 can be used to assess permissible pit area prior to the next inspection. 5.4.4 Other assessment methods for thickness loss 1 Regarding parts of which thickness is lower than the required thickness, it is possible to adopt techniques specified under ASME VIII, Div. 2, Appendix 4 or API 579/ASME FFS-1, Appendix B-1 instead of procedures under 5.4.2 and 5.4.3. These solutions can be used for assessment of combined areas where defects are eliminated. The important thing is to eliminate jagged edges in combined areas in order to lessen concentrated stress. 2 If ASME VIII, Div. 2, Appendix 4 is used, stress value used in initial design of pressure vessels will replace maximum permissible stress (Sm) of Div. 2 if design stress is lower than or equal to 2/3 of the specified minimum yield strength (SMYS). If initial design stress is greater than 2/3 of the SMYS, 2/3 of the SMYS will be used instead of Sm. 5.4.5 Adjustment of joint efficiency  Where corroded surface of pressure vessel is far away from welded connections and joint efficiency is lower than 1.0, it is possible to perform independent calculations using appropriate welded joint efficiency (usually 1.0). In case of this calculation, surface of welded connection consists of 2,5 cm or twice the required thickness from both sides of the welded connection (measured from the bottom of the welded connection), whichever value is higher. 5.4.6 Corroded area at the top or bottom of pressure vessels 1 The required thickness at corroded area of elliptical and spherical top, bottom can be determined as follows: (1) At joint area, use appropriate formula in the ASME, manufacturing standards, regulations; ... ... ... Schedule 8. Values for spherical radius D/2h K1 3,0 1,36 2,8 1,27 2,6 1,18 ... ... ... 1,08 2,2 0,99 2,0 0,90 1,8 0,81 1,6 0,73 ... ... ... 0,65 1,2 0,57 1,0 0,50 Note: Equivalent radius of sphere equals K1xD; aspect ratio equals D/2h. Interpolation can be used to determine intermediate value. 2 In respect of spherical tops and bottoms, radius used in the hemi-spherical formula is external radius of torispherical dome (which equals the external radius of vessel shell for standard torispherical top and bottom even if other radius has been accepted). 3 In respect of elliptical tops and bottoms, radius used in hemi-spherical formula must be equivalent to spherical radius of K1 x D where D is internal diameter of vessel shell and K1 is provided in Schedule 8. In Schedule 8, h refers to ½ the length of minor axis and equals internal dent of elliptical top measured from tangents. For many elliptical top, D/2h equals 2. 5.5 FFS evaluation ... ... ...  (1) In order to evaluate metal loss in corrosion allowance, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 4, 5 or 6 can be conducted if applicable. (2) In order to evaluate pitting corrosion, HIC/SOHIC damage, and layering, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 7 and Part 13 shall be conducted. (3) In order to evaluate deviation of welded connection and vessel shell deformation, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 8 shall be conducted. (4) In order to evaluate cracks, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 9 shall be conducted. Where beam steering is conducted to determine crack sizes, operator must undergo appropriate UT examination. (5) In order to evaluate damage of fire or explosion, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 10 shall be conducted. (6) In order to evaluate damage of fire, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 11 shall be conducted. (7) In order to evaluate damage caused by dents or perforations on parts, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 12 shall be conducted. 5.6 Determination of required thickness Required thickness shall be dependent on pressure, mechanic, structures that utilize appropriate design formula, and permissible stress of the ASME. In respect of activities with potentially severe consequences if damage occurs, engineers shall consider increasing required thickness above the minimum thickness in order to make up for unexpected load or unknown load, unidentified metal loss, or prevent usual excessive use. ... ... ... In respect of pressure vessels without nameplate and with minimum or without manufacturing and design dossiers, the following steps can be followed to examine operational integrity: (1) Conduct examination to verify vessel conditions, including examining overall dimensions of necessary parts in order to determine minimum required thickness and design compliance (such as vessel bottom, vessel shell, openings, and reinforcement plates); (2) Determine design parameters and prepare drawings; (3) Conduct design calculations based on applicable standards, ASME, standards, and regulations; Do not use permissible stress value of the applicable ASME code (based on design parameters 3,5) for vessels that have been designed in accordance with edition or subsection of the ASME code preceding 1999 appendices and have not been designed in accordance with Code Case 2290 or ASME Code Case 2278. In respect of vessels that have been designed in accordance with edition or subsection of ASME code preceding 1999 appendices and have not been designed in accordance with Code Case 2290 or ASME Code Case 2278, permissible stress under ASME Code before 1999 will be used (based on design parameters 4,0 or 5,0). See ASME Code, Section VIII, Division I, entry UG-10(c) for guidelines in evaluating unidentified materials. If UG-10(c) is not to be complied with, in case of carbon steel, use permissible stress of SA-283 Grade C; in case of alloy or non-ferrous metal, use X-ray fluorescence (XRF) analysis to determine type of materials which permissible stress is based on.  Where initial scope of X-ray imaging is unclear, use joint efficiency of 0,7 for adjoining welding line or consider X-ray imaging if a higher joint efficiency is required. (admittedly, X-ray imaging of welding line of vessels with minimum or without manufacturing and design dossiers may necessitate FFS evaluation for activities and important repair). (4) Install nameplate or append seals depicting maximum permissible pressure and temperature, minimum working temperature, and date of evaluation. (5) Conduct pressure test as early as possible at request of applicable manufacturing code in design calculations. 5.8 Report and dossiers ... ... ... Dossiers of pressure vessels and pressure relief devices must include the following 4 types of information corresponding to mechanical integrity: (1) Information on design and manufacturing: manufacturing number or other identification number, data report of manufacturers, technical design data, design calculations of vessels, dimension calculations of pressure relief devices, and manufacturing drawings. (2) Inspection history: inspection data and reports of each inspection (such as internal, external inspection, thickness measurement), and recommendations for repair inspection reports must be accompanied by date of inspection and/or examination, date of subsequent inspection, name of inspecting and/or examining persons, manufacturing number or other identification number of inspected devices, description of conducted inspection and/or examination, results of conducted inspection and/or examination. RBI recording of vessels must be compliant with API 580, Section 17. (3) Information on repair, modification, and re-evaluation such as: (a) Repair and modification schedules. (b) Reports that indicate that active devices with defects, temporary repair, repair recommendations are fit for operation until repair completion; and (c) Dossiers on re-evaluation (including calculations for re-evaluation, new design conditions, and certification seal). (4) Requirements for FFS evaluation dossiers described under API 579-1/ASME FFS-1, Part 2.8. Dossier requirements for specific defects are described under corresponding parts of the API 579-1/ASME FFS-1. 5.8.2 On-scene maintenance and operation record, such as operating conditions, including dispersion process that may affect mechanical integrity, mechanical damage caused by maintenance must be presented at request of registration personnel. ... ... ... 6.1 Repair and modification 6.1.1 General provisions All repair and modification work must be conducted by organizations and individuals in a manner compliant with applicable principles of this document or ASME code, standards applicable in repair or manufacturing. Repairing organizations shall conform to safety requirements according to Article 1 Section III of this Chapter. 6.1.2 Inspection Prior to repair or modification, all expected solutions pertaining to design, construction, materials, welding procedures, NDT, and test must be inspected. Registration personnel shall identify primary inspection points to be conducted. Registration personnel must inspect all repair and modification work on the basis of primary identified inspection points and upon completing work in a manner compliant with repair drawings. 6.1.3 Design Joints, hoses, or replacement parts must satisfy design requirements of applicable manufacturing code. Design of replacement parts and hoses shall utilize similar requirements pertaining to permissible stress in vessel design. Design, location, and solutions for equipment installation must conform to requirements of applicable code, standards, regulations. In case of damage where repair cannot adequately restore design requirements due to excessive dimensions of vessel parts, these parts must be replaced. 6.1.4 Materials ... ... ... 6.1.5 Defect repair Repair of defects found in parts of pressure vessels shall be conducted via multiple solutions dependent on dimensions and nature of defects, manufacturing materials, and design requirements. Repair techniques can be classified into temporary repair or permanent repair depending on their design and compliance with applicable manufacturing code and standards. 1 Temporary repair (1) General provisions Temporary repair shall be conducted until registration personnel have inspected and approve that such repair renders pressure vessels eligible for continued operation until permanent repair is done. Temporary repair must eliminated then replaced by permanent repair at the next maintenance period. Temporary repair can be maintained over a longer period if registration personnel evaluate, inspect, and document the repair. Temporary repair dossiers must include: (a) Location of temporary repair; (b) Detail description of repair such as materials, thickness, dimensions of welded connections, adopted NDT methods; (c) Details of implemented analysis; (d) Requirements for subsequent inspection, and ... ... ... Inspection plans must include monitoring of adequacy of temporary repair until permanent repair is finished. See Article 2.4 and 3.6, ASME PCC-2 for guidelines for repairing leak via welding and mechanical clamps. (2) Localized repair via deposition welding (a) Deposition welding can be employed for temporary repair of damaged, corroded, or eroded areas of pressure vessel parts. Deposition welding must not be employed to repair cracks if the cracks are confirmed to not develop further beneath the welding line. In some cases, appropriate analysis can be conducted. Repair implemented in form of deposition welding must be inspected. (b) Deposition welded joints shall require consideration of separate design, especially efficiency of welded joints. (i) Deposition welding can be performed on the interior and exterior of the shell, the top, and the bottom of vessels. Deposition welding should be employed on external surface for easy inspection. (ii) Deposition welded joints shall be so designed to absorb deformation of parts in a manner compliant with manufacturing code as follows: + Membrane stress must not exceed the limit in all vessel parts or at deposition welded layers; + Deformation at deposition welded layers does not cause stress of the welded joints to exceed permissible stress of the joints. The exemption of this regulation must be warranted by adequately analyzing appropriate operations. ... ... ... (c) Deposition welding must not be performed on the surface of existing deposition welded joints unless additional reinforcement of openings is permitted by manufacturing code. Where deposition welding is done adjacent to an existing deposition welded joint, distance between the toes of welded joints must not be lower than: Where: + d: Minimum distance between toes of adjacent deposition welded joints, (mm); + R: Inner radius of vessel, (mm); + t: Current thickness of vessel shell beneath welding line, (mm). The exemption of this regulation in environments with low risks (such as corrosion caused by low pressure) must be warranted by combined risk analysis and FFS evaluation. (d) Deposition welded joints must be rounded around corners with minimum radius of 25 mm. (3) Repair clamp ... ... ... (a) The design is inspected and dossiers are drafted; (b) The repair does not cover cracks on vessel shell unless the cracks are confirmed to not develop further beneath the repair clamp. In some cases, FFS evaluation is required; (c) Repair clamps shall be designed to withstand design pressure of vessels; (d) The entirety of welding lines along repair clamps must be entirely butt welding line with design joint efficiency and inspected in accordance with applicable code, standards, and regulations; (e) Circumference of deposition welded joints on vessel shell outfitted with repair clamps shall be so designed to transmit longitudinal load on vessel shell with joint efficiency of 0,45. If necessary, take into account deviation of centerline of repair clamps relative to centerline of vessel shell due to dimensions of deposition welded joints; (f) Appropriate NDT methods for examining the surface shall be conducted for all spot-welded joints; (g) If possible, take into consideration fatigue of spot-welded joints, such as fatigue caused by repair clamps with a different expansion rate than that of vessel shell; (h) Materials of repair clamps and welding materials must be determined accordingly for contact with liquid in design conditions. Repair clamps shall be so designed with appropriate corrosion allowance; (i) Mechanical damage requiring repair shall be taken into consideration to determine whether or not additional monitoring and subsequent inspection of repair are necessary. ... ... ... Hoses that do not penetrate vessel shell (including pipe cap attachments) can be used for permanent repair of defects that are not cracks during design and if adjoining methods are compliant with applicable code and standards. Design and reinforcement of the hoses shall take into account loss of original materials on vessel shell around the hoses. Hose materials shall be so selected to make contact with liquid in design conditions with appropriate corrosion allowance. Mechanical damage requiring repair shall be taken into consideration to determine whether or not additional monitoring and subsequent inspection of repair are necessary. 2 Permanent repair (1) Basic permanent repair solutions include: (a) Excavate defects and polish to achieve homogenous surface compliant with API 579-1/ASME FFS-1 Part 5. See ASME PCC-2, Article 3.4 for guidelines on repair in form of excavating and welding. (b) Excavate defects and weld excavated areas. (c) Replace parts or elements containing defects. (d) Weld to conceal corroded areas. (e) Install clamps or linings to interior surface. Seek professional consultation upon conducting repair of cracks in intermittent sections where stress is significant (such as cracks on welding lines of hoses and vessel shell). ... ... ... Vessel shell plates that have been corroded or damaged can be repaired by partially eliminating or replacing with fillet welded patches that are compliant with applicable code, regulations, and standards. Fillet welded patches can be used if requirements below are met: (a) Use complete joint penetration welding. (b) Welding lines shall be X-ray imaged in a manner compliant with applicable manufacturing code. Ultrasound inspection compliant with ASME Code Case 2235 or ASME Code, Section VIII, Division 2, section 7.7.5 can be employed as an alternative to X-ray imaging if NDT inspection procedures are inspected by inspecting personnel. (c) All corners of fillet welded patches that do not extend towards current horizontal or vertical welding lines must be rounded with minimum radius of 25 mm. Welding lines adjacent to existing welding lines must be inspected by engineers. 3 Strength of buffering materials of coating layers and repair of existing welded joints (1) Buffering materials used in repair of welded joints must have minimum tensile strength equal to or higher than minimum tensile strength of base materials. (2) Where minimum tensile strength of buffering materials is lower than the minimum tensile strength of base materials, comparison between chemical compositions of the materials shall be made in relation to welding capability and damage during operation. In addition, requirements below must be met: (a) Repair thickness shall not be greater than 50% the required thickness of base materials (excluding corrosion allowance). (b) Thickness of welded materials shall be increased by the ratio between minimum tensile strength of base materials and minimum tensile strength of buffering materials. ... ... ... Where: + Tđệm: Thickness welded materials, (mm). + d: Depth of loss of base materials caused by corrosion and welding preparation, (mm). + Scơ bản: Tensile strength of base materials, (bar). + Sđệm: Tensile strength of buffering materials (bar). (c) Thickness increased by repair shall be rounded and grinded to form a smooth transition over a length that is at least 3 times the difference between adjoining surfaces. (d) Repair shall be done with at least 2 welding lines. 4 Repair of coating layers and covers of stainless metal welding lines (1) Repair procedures for restoring areas of which coating layers or covers are corroded, removed, or missing shall be inspected by registration personnel prior to implementation. ... ... ... (3) In respect of pressure vessels making contact with hydrogen elements moving in base metal (operating in hydrogen environment at a high temperature or making contact with areas of corroded base materials), registration personnel shall take into consideration additional elements in implementation of repair plans: (a) Release of smoke from base materials. (b) Hardening of base materials due to welding, grinding, or excavating. (c) Temperature control during tempering and welding. (d) Heat treatment after welding to lessen hardening and restore mechanical characteristics. These repair works must be examined and supervised to ensure compliance with repair requirements. After cooling to ambient temperature, examination shall be conducted at repair locations using PT methods in accordance with ASME Code, Section VIII, Division I, Appendix 1. (4) In respect of pressure vessels manufactured from base materials P-3, P-4, or P-5, base materials at repair locations must be examined for cracks via ultrasound methods compliant with ASME Code, Section V, Article 4, entry T-473. Such examination should be done at least 24 hours after repair for alloys with delayed cracking. 6.1.6 Welding and tempering 1 General provisions ... ... ... 2 Procedures, certification, and reporting (1) Repairing organizations and individuals shall employ appropriately certified welders and welding procedures. (2) Repairing organizations and individuals shall keep reports of welding procedures and file reports on procedure certification. These reports must be submitted to registration personnel before welding process starts. 3 Tempering  Temperature of tempering in repair welding shall conform to applicable code, standards, regulations, and certified welding procedures. Exemption from tempering shall be inspected and shall require application of technical characteristics of new welding procedures if temperature of tempering is lower than that of actual WPS. Inspecting personnel shall ensure that minimum temperature of tempering is measured and maintained. For traditional solutions for tempering of welded joints, see Article 2.8 of ASME PCC-2. 4 Post-welding heat treatment (PWHT) (1) General provisions PWHT in repair or modification of pressure vessels shall be compliant with relevant provisions under this document, applicable manufacturing code, standards, or other PWHT procedures as specified under 61.6-4(3). See Article 2.14 of ASME PCC-1 for regional heat treatment of pressure vessels. (2) Heat treatment after localized welding ... ... ... (a) Such application shall be inspected and applied procedures shall be presented by individuals with appropriate qualifications; (b) Appropriate procedures shall be evaluated on the basis of: (i) Thickness of base materials; (ii) Temperature difference; (iii) Characteristics of materials (hardness, strength); (iv) Changes brought by heat treatment after localized welding; (v) Necessity for penetration welding; (vi) Surface and volume examination following heat treatment after localized welding; (vii) Localized uniform deformation caused by temperature of localized compressed zones of pressure vessels. ... ... ... (d) Temperature of heat treatment after localized welding must be maintained within a space that is not smaller than 2 times the thickness of base materials from the toe of welding lines. Temperature of heat treatment after localized welding must be controlled by appropriate number of thermocouples (at least 2). For the purpose of determining the necessary number of thermocouples, take into consideration dimensions and shapes of zones subject to heat treatment. (e) Control of heat value shall be implemented for hoses or any parts attached to vessels within areas subject to heat treatment after localized welding; (f) Heat treatment after welding shall be conducted to prevent environment-induced cracking. Metallurgy characteristics shall be taken into consideration in order to determine whether the procedures are accepted. (3) Solutions for tempering or controlled deposition welding (CDW) as an alternative to PWHT (a) General provisions (i) See article 2.9 of ASME PCC-2 for additional information in choosing alternative to PWHT. (ii) Tempering and CDW can be used as alternatives to PWHT if PWHT is not appropriate or not mechanically necessary. Prior to implementation of alternative solutions, take into consideration metallurgy characteristics in order to ensure that alternative solutions are suitable. Such consideration must focus on factors such as reasons for initial PWHT of equipment, sensitivity to stress corrosion cracking, stress at welded joints, sensitivity to hydrogen infiltration at high temperature. Registration personnel have the responsibility to examine and verify that employed solutions are compliant with standards of equipment owners and requirements under this part. (iii) Welding solutions shall be selected on the basis of applicable manufacturing code together with technical consideration of welded joints that have been recently finished in pressure test and operational test conditions. (iv) Where ASME stipulates P-No and group number in this part for materials, requirements of this part shall apply to materials of the initial code in manufacturing, or ASME, or other code depending on mechanical characteristics, chemical composition, group number, and P-value of ASME. ... ... ... (b) Tempering methods (without requiring impact test) (i) Tempering methods, when done in place of PWHT, shall be limited to the following materials and welding methods: + Limit to P-No 1 materials, Group 1, 2, and 3; P-No 3 materials, Group 1 and 2 (excluding Mn-Mo in Group 2). + Limit welding to shielded metal arc welding (SMAW), gas metal arc welding (GMAW), and gas tungsten arc welding (GTAW). (ii) Tempering methods below must be implemented: + Welded area must undergo tempering and be maintained at a minimum temperature of 150 ^oC during welding. + The temperature of 150 ^oC shall be examined to ensure that a space consisting of 100 mm of materials or 4 times the material thickness (whichever is higher) on each side of welding line is maintained at minimum temperature during welding. Maximum temperature between welding layers shall not exceed 315 ^oC. + Where welded joints do not completely penetrate material thickness, minimum tempering temperature and temperature between welded layers shall be maintained throughout approximately 100 mm of materials whichever is greater on each side of the joints Note: Do not conduct collision strength test if tempering methods are used in place of PWHT. ... ... ... CDW methods can be used in place of PWHT if requirements below are met: (i) Impact test which, according to ASME Code, Section VIII, Division 1, Part UG-84 and UCS-66 is necessary is conducted as per requirements under initial manufacturing code or applicable code; (ii) Materials are limited to steel in P-No 1, P-No 3, and P-No 4; (iii) Welding operations are limited SMAW, GMAW, and GTAW; (iv) Technical specifications of welding procedures must be drafted and certified for each adopted method. Welding procedures must include temperature of tempering, temperature between welding layers, and temperature of heat treatment according to (vi) of this regulation. Certified thickness of test plates and repair welding grooves shall be compliant with Schedule 9. Test materials for certification of welding procedures shall have similar characteristics to those of initial materials (including type, grade, heat treatment conditions). Where characteristics of initial materials are not used, test materials must be as close as possible to materials used for manufacturing. Materials of which strength is lower or carbon content greater than 0,35% must not be used.  (v) Where applicable code, standards, regulations require impact test, welding procedure qualification record (PQR) must include appropriate tests to determine whether strength of welded materials and heated area of base materials in recently finished state is equivalent to that in minimum metal design temperature (according to ASME Code, Section VIII, Division 1, Part UG-84 and UCS 66). If hardness limitation is necessary (according to NACE SP0472 and NACE MR0103) in order to prevent stress corrosion cracking, PQR must also include hardness tests. (vi) Technical specifications of welding procedures must also include: + Basic additional parameters of ASME Code, Section IX, Entry QW-250; + Maximum welding thermal energy per welded layer not exceeding thermal energy used in test for certifying welding procedures; ... ... ... + Maximum temperature between welded layers not greater than temperature used in tests for certifying welding procedures; + Inspection of tempering temperature where minimum temperature is maintained within an area of 100 mm of materials or 4 times the material thickness (whichever is greater) on either side of welded joints. Where welded lines do not penetrate material thickness entirely, minimum tempering temperature is only need to be maintained within an area of 100 mm or 4 times the depth of repair welded lines (whichever is greater) on either side of welded joints. + In respect of welding methods under (iii), H8 or lower low hydrogen welding materials. If protective gas is used, dew point of such gas must not be greater than -50 ^oC. Surfaces prepared for welding must be kept dry during welding, must not be stained by rust and flakes and hydrogen-based products such as oil, grease, other organic matters. + CDW welding technique, annealed seam or half-bead. Separate techniques must be used in tests for certifying welding procedures. + For SWAM, after completion of welded joints and not cooling welded elements to below the minimum tempering temperature, temperature of welded elements must be increased to 260 ^oC ± 30 ^oC for at least 2 hours to eliminate hydrogen. Hydrogen removal is not needed if H4 low hydrogen welding rods are used. + After repair welded joints have cooled, cap of welding line must be grinded down to match surface of base materials. 5 NDT inspection of welded joint (1) API 577 provides guidelines on NDT inspection of welded joints and welded elements. Prior to welding, relevant areas must be examined either via MT or PT for any defect. Such inspection is extremely important after eliminating cracks or other defects. (2) After completing welding lines, welding lines must be examined again via appropriate NDT methods for defects in accordance with standards accepted by inspecting personnel or applicable code. ... ... ... Depth t of test welding line grooves* Certified depth of repair welding line groove* Depth T of sample welding line Certified thickness of base materials t < t < 50 mm < T t ... ... ... > 50 mm 50 mm or higher * depth of welding line groove for procedure certification must be sufficient to allow for elimination of test samples. (3) New welding lines that are parts of vessel repair or modification and are required by standards, regulation, code to undergo X-ray imaging (such as welding lines on the circumference or along vessel shell) must undergo X-ray imaging in accordance with manufacturing code. If X-ray imaging is not feasible, accessible surface of new welding lines can be examined entirely by UT instead of RT and/or other appropriate NDT methods for defects. UT performed in place of RT must be compliant with ASME Code Case 2235 or ASME Code, Section VIII, Division 2, entry 7.5.5. Where other methods are used in place of RT, joint efficiency must be reduced to a value appropriate to the situation where X-ray imaging is not performed. If NDT methods compliant with manufacturing code are realistically not feasible, other NDT methods can be selected if they are inspected. (4) Regulations permitting repair or modification that involves welding must be compliant with applicable parts of ASME code or other code applicable to vessels. 6 inspect welded joints of pressure vessels subject to brittle fracture In respect of pressure vessels that can be subject to brittle fracture (according to API 579-1/ASME FFS-1, Part 3 or other analysis) due to regular or irregular activities (including activation, stop, pressure test), conformity examinations shall be conducted following repair or modification welding. Cracks or other stress may start brittle fracture when pressure vessels operate or undergo hydraulic test. Other effective MT or surface NDT methods should be considered for use. Inspection techniques shall be so selected to detect limit cracks according to determination of FFS evaluation. 6.2 Re-evaluation 6.2.1 Re-evaluation of pressure vessels in case of changes to design temperature, minimum material design temperature, or MAWP can only be done if requirements below are met: ... ... ... (2) Re-evaluation shall be implemented in a manner compliant with requirements under manufacturing code. Or calculations can be made using appropriate formula under the latest editions of manufacturing code as long as all basic parts of pressure vessels satisfy requirements under this Chapter. (3) Reports of current inspections deem that pressure vessels satisfy expected operating conditions and are outfitted with appropriate corrosion allowance. The increase of permissible working pressure or design temperature shall rely on thickness data determined in recent operational inspection or internal inspection. (4) Pressure vessels shall undergo pressure test via the use of adequate pressure test formula under applicable code for re-evaluation unless requirements below are met: (a) Pressure vessels sometimes undergo pressure test at a pressure equivalent to or greater than test pressure required by manufacturing code; or (b) Integrity of pressure vessels are verified by separate NDT methods in place of hydraulic test. (5) Re-evaluation must be approved by engineers. 6.2.2 Re-evaluation of pressure vessel shall be considered complete if additional nameplate or seal containing information under Figure 2 is installed. Figure 1. Additional nameplate Re-evaluated by: ... ... ... SAP number: MAWP: PSIG  @  ^oC MDMT: ^oC  @ PSIG Test pressure: PSIG PART III: REGULATIONS ON MANAGEMENT 1 Pressure devices must have certificate of quality in design, manufacturing, repair, modification, and import issued by registration authority in accordance with this document. 2 Pressure vessels used on road and railway vehicles must be inspected in accordance with procedures under Appendix 1 hereof. 3 Inspection of technical safety parameters of pressure vessels may comply with other standards at request of using, manufacturing facilities as long as such standards dictate technical safety parameters equal to or stricter than those under national standards specified under this document. 4 Quality control of pressure vessels shall be performed by NDT personnel, welding supervisors, and welders certified by competent authorities. ... ... ... Procedures for issuance of certificate of technical safety of pressure vessels on transport vehicles and offshore installations in design, manufacturing, repair, modification, import, and operation shall conform to Circular No. 35/2011/TT-BGTVT dated May 6, 2011 of the Minister of Transport and Circular No. 33/2011/TT-BGTVT dated April 19, 2011. 6 Dossiers issued by registration authority 6.1 Dossiers issued by registration authority to pressure devices on transport vehicles and offshore installations in design, manufacturing, repair, modification, and import shall conform to form under Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and Circular No. 33/2011/TT-BGTVT. 6.2 Dossiers issued by registration authority for pressure devices on transport vehicles and offshore installations in operation and use shall conform to form under Decree No. 44/2016/ND-CP dated May 15, 2016 of the Government. 7 Inspection interval of pressure devices shall conform to regulations applicable to each type of pressure device on each type of device under Part II hereof. 8 Organizations inspecting pressure devices must be in possession of certificate of eligibility to conduct occupational safety inspection issued by competent authorities in accordance with Decree No. 44/2016/ND-CP and Decree No. 140/2018/ND-CP. Equipment and instruments serving inspection must be suitable with inspection subject, inspected, calibrated, and including: (1) Hydraulic pumps capable of reaching test pressure; (2) Ultrasonic metal thickness gauge (if applicable); ... ... ... (4) Optical defect detectors (if applicable); (5) Types of measuring instruments; (6) Gas leak detectors (if applicable); (7) Lights with voltage at or lower than 12 V. PART IV: RESPONSIBILITY OF AGENCIES, ORGANIZATIONS, AND INDIVIDUALS 1 Organizations and individuals related to production, manufacturing, modification, import, design, operation, use, management, examination, technical safety and environmental protection certification of pressure vessels shall comply with this document and relevant legislative documents and assume responsibility for examination results. 2 Importing organizations and individuals are responsible for origin, traceability, and quality of imported pressure vessels. 3 Equipment owners have the responsibility to repair and maintain in order to adhere to technical safety and environmental protection standards of pressure vessels during inspection interval in order to maintain their technical conditions as per this document. 4 Importing organizations and individuals, manufacturing facilities, testing facilities, equipment owners must protect, preserve, refrain from altering, editing written confirmation of examination results, written certificate and present at request of competent law enforcers. ... ... ... 1 Vietnam Register has the responsibility to arrange implementation of this document; advise and request the Ministry of Transport to promptly amend this document when necessary. 2 Where standards, regulations, reference, legislative documents referred to under this document are amended or superseded, the new versions shall prevail. Appendix 1 PROCEDURE FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION PROCEDURE FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS 1. SCOPE AND REGULATED ENTITIES 1.1. Scope ... ... ... This procedure does not apply to canisters used in storage, transportation of compressed gas, liquefied gas, dissolved gas, canisters of which product of volume (in bar) and volume (in liters) (PV product) is not greater than 200, and vessels of which volume is lower than 25 liters. On the basis of this procedure, organizations engaged in technical inspection of occupational safety shall adopt this procedure directly or develop detail procedure specific to each type, make of pressure vessels without contradicting this procedure. 1.2. Regulated entities - Enterprises, agencies, organizations, and individuals in possession of, managing, using pressure vessels under Section 1.1 of this procedure (hereinafter referred to as “facilities”); - Organizations engaged in technical inspection of occupational safety. 2. REFERENCE - TCVN 8366:2010 - Pressure vessels - Safety technical requirements pertaining to design, structure, manufacturing; - TCVN 6155:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair; - TCVN 6156:1966 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair - Testing method; ... ... ... Where national technical regulations and national standards referred to under this procedure are amended or superseded, the new versions shall prevail. Inspection of technical safety parameters of pressure vessels may comply with other standards at request of using, manufacturing facilities as long as such standards dictate technical safety parameters equal to or stricter than those under national standards specified under this document. 3. DEFINITIONS  This procedure utilizes definitions provided in the aforementioned reference and other terminologies, definitions as follows: 3.1. Initial technical safety inspection Refers to assessment of technical safety conditions of vessels on the basis of national technical regulations and national standards after installation and before first operation. 3.2. Periodic technical safety inspection Refers to assessment of technical safety conditions of vessels on the basis of national technical regulations and national standards upon expiry of the previous inspection period. 3.3. Irregular technical safety inspection ... ... ... - After repair, upgrade, renovation that affects technical safety conditions of vessels; - Upon using vessels that have been deactivated for 12 months or more; - Upon changing installation location (in case of fixed vessels); - At request of facilities or competent authority requests. 4. INSPECTION STEPS For the purpose of technical safety inspection of pressure vessels, organizations engaged in technical safety inspection shall perform the following steps: - Inspect dossiers of pressure vessels; - Conduct technical external and internal inspection; - Conduct technical test inspection; ... ... ... - Process inspection results. Note: Subsequent inspection steps shall only be conducted if preceding inspection step is fulfilled. All inspection results must be recorded in inspection record attached to this document and kept at inspecting organizations. 5. INSPECTION CONDITIONS  The following conditions must be met in order to facilitate inspection: 5.1. Pressure vessels are ready for inspection. 5.2. Equipment dossiers are adequate. 5.3. Environmental and weather factors do not affect inspection results. 5.4. Occupational hygiene and safety conditions must be adequate for vessel inspection. 6. PREPARATION FOR INSPECTION ... ... ... 6.1. Unify inspection plans, preparatory work, cooperation between inspecting organizations and facilities, including: 6.1.1. Preparing vessel dossiers. 6.1.2. Draining fluid and cleaning vessels externally, internally. 6.1.3. Partially or entirely dismantling insulating layers if shell metal is suspected to be damaged. Removing access openings and cleaning openings. (if any) 6.1.4. Preparing tasks that allow thorough consideration of vessel parts. 6.1.5. Separating electric heating elements or moving parts from vessels (if any). 6.1.6. In respect of vessels operating with toxic or combustible solutions, removing solution contents and ensuring human safety during inspection. 6.1.7. Preparing personnel and material conditions for inspection; assigning participants and witnesses of inspection. 6.2. Inspecting vessel dossiers. ... ... ... 6.2.1. In case of in initial technical safety inspection: 6.2.1.1. Inspect dossiers of pressure vessels in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and take into account Guidelines on operation, maintenance, and repair;  6.2.1.2. File reports on calibration results of measuring instruments; inspection records of grounding, lightning protection, protective equipment (if any). 6.2.2. In case of periodic technical safety inspection: 6.2.2.1. Inspect pressure vessel dossiers in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT. 6.2.2.2. Inspect use, operation, maintenance dossiers; investigation and examination record (if any). 6.2.3. In case of irregular technical safety inspection: 6.2.3.1. In case of change to installation location: Inspecting vessel dossiers in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and reviewing installation dossiers. 6.2.3.2. Where pressure vessels have not been in operation for 12 months or higher, review vessel dossiers in the same manner as periodic technical safety inspection. ... ... ... - Pressure vessel dossiers are adequate and accurate as per the law. 6.3. Prepare adequate inspecting instruments. 6.4. Develop and unify implementation of safety measures with facilities prior to inspection. Equip adequate tools, personal protective equipment, and safety equipment during inspection process. 7. INSPECTION PROCESS Inspection shall be conducted in the following order: 7.1. External technical inspection. 7.1.1. Premise and location of pressure vessels. 7.1.2. Lighting system. 7.1.3. Work platforms, stairs, suspension, etc. ... ... ... 7.1.5. Technical specifications on labels of pressure vessels relative to vessel dossiers. 7.1.6. Conditions of safety, measurement, auxiliary equipment pertaining to quantity, type, and technical specifications relative to equipment dossiers. 7.1.7. Valves installed on pressure vessels pertaining to quantity, type, technical specifications relative to equipment dossiers. 7.1.8. Conditions of other auxiliary equipment in service of vessel operation. 7.1.9. Welded joints, metal surface of pressure parts of pressure vessels. In case of suspicion, request facilities to adopt additional inspection methods in order to more accurately evaluate. 7.1.10. Technical conditions of insulation layers (if any). 7.1.11. Adjoining elements. Assess the results: Results are satisfactory if: (1) Pressure devices on motorized road vehicles do not exhibits details under Point 2, Clause B, section V, Chapter 2, Part II hereof; ... ... ... 7.2. Technical internal inspection 7.2.1. Metal surface conditions of pressure parts of vessels. 7.2.2. Residues, stains, rusts of internal metal edges of pressure vessels. 7.2.3. Welded joints, metal surface of pressure parts of pressure vessels. In case of suspicion, request facilities to adopt additional inspection methods in order to more accurately evaluate. 7.2.4. In respect of positions where internal inspection is not feasible, technical inspection compliant with technical dossiers of manufacturers shall be conducted. Dossiers must specify: items, methods, and procedures for inspection. 7.2.5. Where pressure vessels contain pipe bundles the technical conditions of which are suspected, request facilities to remove each section or the entirety of the bundle for inspection. 7.2.6. Where internal inspection is not feasible due to vessel structures, internal inspection can be replaced by hydraulic test at stipulated test pressure at which point parts are examined if possible. 7.2.7. Where defects that reduce strength of pressure vessel shell (thinned shell, corroded joints, etc.) are found, working parameters of pressure vessels must be reduced. Reduction of working parameters must be implemented on the basis of strength calculations using actual data. Assess the results: Results are satisfactory if: ... ... ... (2) Fastening parts and joints are not corroded or damaged; 7.3. Technical inspection and test 7.3.1. Pressure vessels shall be exempted from strength test in initial inspection if factor release inspection has been conducted in the last 12 months, the vessels are adequately preserved and installed without impact or deformation. Inspection records shall state reasons and attach release test records of manufacturing facilities, installation commissioning records (if any). 7.3.2. Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for test purpose. 7.3.3. During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed. 7.3.4. Strength test. 7.3.4.1. Test solutions are liquid (water, non-corrosive, non-toxic liquid), gas (inert gas, air). Temperature of test solution is below 50 ^oC and not lower than ambient temperature by more than 5 ^oC. 7.3.4.2. Test pressure, duration of sustained pressure are specified under Schedule 1 below. Schedule 1: Test pressure and duration of sustained test pressure ... ... ... Working pressure (bar) Test pressure (bar) Sustained duration (minute) Vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC (Other than cast vessels) < 5 1,5 Plv and not lower than 2 bar ... ... ... ≥ 5 1,25 Plv and not lower than Plv +3 bar 5 Vessels of which shell temperature is exceeding 200 ^oC to 400 ^oC Regardless of working pressure Not lower than 1,5 Plv 5 Vessels of which shell temperature exceeds 400 ^oC ... ... ... Not lower than 2 Plv 5 Cast vessels Regardless of working pressure 1,5 Plv and not lower than 3 bar 5 Glazed vessels ... ... ... Compliant with regulations of manufacturers and not lower than Plv 5 Plv - Working pressure. 7.3.4.3. Strength test procedures: 7.3.4.3.1. Load test solutions: Fill vessels with test solutions. (pay attention to gas relief during liquid test) 7.3.4.3.2. Raise pressure to test pressure (gradually in order to prevent sudden expansion which damages the vessel) and do not use test hammer when test pressure is reached. Monitor and detect any irregularity during test process. 7.3.4.3.3. Maintain test pressure as per the law. 7.3.4.3.4. Reduce test pressure to working pressure gradually and maintain at working pressure throughout inspection process. Then reduce pressure to (0); rectify any damage (if any) and reexamine rectified results. 7.3.4.4. Where liquid test is not feasible due to stress to foundation or work platforms or difficulty in drainage or difficulty in introducing test solutions due to internal lining, gas test shall be allowed. ... ... ... 7.3.4.4.2. Safety measures below must be adopted during gas test: - Valves and manometers on gas feed pipes must be far away from location of vessels or outside of chambers in which vessels are located; - During period in which vessels undergo gas pressure test, unauthorized persons must evacuate to safe locations. 7.3.4.4.3. Examine airtightness using soap solution or other methods. Do not use test hammer during gas pressure tests. Assess the results: Results are satisfactory if: - There is no crack; - No gas bubble, water mist, or water droplet is found leaking through welded joints and joints in general; - No deformation is found; - Pressure does not drop when test pressure is maintained. Where pressure drops by no more than 3% due to leak at valves or flanges, etc., the test is considered satisfactory. ... ... ... Only applicable if technology requires or if vessels operate with toxic, combustible solutions or at request of manufacturers. 7.3.5.1. Pressure, solutions, and duration of sustained pressures are provided under Schedule 2. Schedule 2. Pressure, solution, and duration of sustained pressure Type of vessel Test pressure (bar) Test solutions Sustained duration (minute) ... ... ... Plv Air or inert gases Maintained during inspection, at least 30 minutes Pressure vessels containing LPG 7,5 Air or inert gases Maintained during inspection, at least 30 minutes Plv - Working pressure. 7.3.5.2. Fill vessels with test solutions and increase pressure to test pressure. ... ... ... Result assessment: Airtightness test is satisfied if: - No gas leak is found; - Permissible pressure drop during sustained pressure period: 0,5% of test pressure or lower. 7.4. Operation inspection. 7.4.1. Inspect all conditions for vessel operation. 7.4.2. Inspection of working conditions of the system and attachments; working conditions of measuring instruments, protective equipment. 7.4.3. Where vessels are in stable operation, increase pressure in order to examine and adjust working pressure of safety valves, seal safety valves with lead (except for vessels operating with toxic, combustible solutions). 7.4.4. Safety valves can be adjusted and lead-sealed in different operational tests. 7.4.5. Adjustment of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed: ... ... ... - Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar. - Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar. - In respect of pressure vessels containing LPG, configuration pressure of safety valves shall equal design pressure. Result assessment: Results are satisfactory if pressure vessels, auxiliary equipment, safety devices, measuring instruments, protective equipment operate normally, operational parameters are stable. 8. PROCESS INSPECTION RESULTS 8.1. File inspection record using attached form. 8.2. Approve inspection record: Composition of members approving inspection record must at least include: - Facility representatives or authorized persons; ... ... ... Where inspection records are approved, inspecting personnel, facility representatives or authorized persons shall sign and append seal (if any) to inspection records. Inspection records shall be duplicated to make 2 copies where each party has responsibility to keep 1 copy. 8.3. After completing inspection record, inspecting personnel shall file dossiers and issue certificate in accordance with 6.2 Part III hereof. NAME OF INSPECTING ORGANIZATION: …… ………………………………… -------- SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ---------------- No. ……..…… INSPECTION RECORD OF PRESSURE DEVICE ... ... ... Name of equipment: Year, place of manufacturing: Brand/Make number: Installation location: Identification code: Date, place of inspection: Type of instruments: ... ... ... Phone: Address: BASIC TECHNICAL CHARATERISTICS, INSPECTON AND TEST RESULTS 1. Basic technical characteristics ... ... ... 2. Inspection and test results (*) Equipment has been inspected and tested in accordance with Regulation/Standard: 3. Conclusion: ... ... ... 4. Inspection interval: Owner (Signature and full name) ……………… (Location and date) Inspecting personnel (Signature and full name) Photo of equipment: ... ... ... ... ... ... Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2018/BGTVT về Thiết bị chịu áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển Tải Văn bản tiếng Việt Tải Văn bản tiếng Việt (docx) Tải Văn bản tiếng Anh (Download English translation) Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây QCVN67:2018/BGTVT, Quy chuẩn QCVN67:2018/BGTVT, QCVN67:2017/BGTVT, Quy chuẩn QCVN67:2017/BGTVT Văn bản liên quan 1 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 125:2024/BGTVT về Đèn chiếu sáng phía trước của phương tiện giao thông cơ giới đường bộ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 15/11/2024 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 14/01/2025 2 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 89:2015/BGTVT/SĐ1:2022 về Cơ sở đóng mới, hoán cải, sửa chữa phục hồi phương tiện thủy nội địa | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 30/06/2022 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 07/07/2022 3 Thông tư 27/2019/TT-BGTVT Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về cơ sở đóng mới, sửa chữa tàu biển; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về chế tạo và kiểm tra phương tiện, thiết bị xếp dỡ; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn lao động và kỹ thuật nồi hơi lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò và khai thác trên biển và Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về Phân cấp và đóng tàu biển vỏ thép - Sửa đổi 3: 2018 do Bộ trưởng Bộ Giao thông vận tải ban hành Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 07/08/2019 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 18/09/2019 4 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 15:2018/BGTVT về Yêu cầu an toàn kỹ thuật và bảo vệ môi trường đối với phương tiện giao thông đường sắt khi kiểm tra định kỳ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 14/05/2018 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 07/06/2018 5 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2017/BGTVT về Thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 26/09/2017 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 31/10/2017 6 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 35:2017/BGTVT về Đặc tính quang học đèn chiếu sáng phía trước của phương tiện giao thông cơ giới đường bộ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 22/09/2017 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 23/10/2017 7 Nghị định 44/2016/NĐ-CP hướng dẫn Luật an toàn, vệ sinh lao động về hoạt động kiểm định kỹ thuật an toàn lao động, huấn luyện an toàn, vệ sinh lao động và quan trắc môi trường lao động Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 15/05/2016 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 27/06/2016 8 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 89:2015/BGTVT về Cơ sở đóng mới, hoán cải, sửa chữa phục hồi phương tiện thủy nội địa | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 03/09/2015 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 22/07/2022 9 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 71:2014/BGTVT về Vật liệu và hàn thiết bị áp lực trong giao thông vận tải | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 27/05/2014 Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 18/07/2014 10 Thông tư 35/2011/TT-BGTVT về thủ tục cấp giấy chứng nhận chất lượng an toàn kỹ thuật thiết bị xếp dỡ, nồi hơi, thiết bị áp lực sử dụng trong giao thông vận tải do Bộ Giao thông vận tải ban hành Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 06/05/2011 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 14/05/2011 Thư mục cha: Chọn thư mục cha Tạo thư mục 4.416 Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Đang Đăng Nhập Thành Viên Free! Vì Đăng Nhập Thành Viên Free nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính và Nội dung của văn bản. Bạn chưa xem được Nội dung toàn văn, Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu muốn làm Thành Viên Basic / Pro, mời Bạn Chuyển Đổi loại Thành Viên tại đây. Bạn Đang Đăng Nhập Thành Viên Basic! Vì Đăng Nhập Thành Viên Basic nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính, Nội dung của văn bản, Nội dung toàn văn, Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc. Bạn chưa xem được Văn bản tiếng Anh, ... Nếu muốn làm Thành Viên Pro, mời Bạn Chuyển Đổi loại Thành Viên tại đây. QCVN-67-2018-BGTVT-Thiet-bi-chiu-ap-luc-tren-phuong-tien-giao-thong-va Chọn văn bản so sánh thay thế: NỘI DUNG GỐC NỘI DUNG SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN Văn bản bị thay thế Văn bản thay thế Chú thích Nội dung gốc Nội dung sửa đổi, hướng dẫn   Tải biểu mẫu   Chú thích: Rà chuột vào nội dụng văn bản để sử dụng. <Nội dung> = Nội dung hai văn bản đều có; <Nội dung> = Nội dung văn bản cũ có, văn bản mới không có; <Nội dung> = Nội dung văn bản cũ không có, văn bản mới có; <Nội dung> = Nội dung được sửa đổi, bổ sung. Click trái để xem cụ thể từng nội dung cần so sánh và cố định bảng so sánh. Click phải để xem những nội dung sửa đổi, bổ sung. Double click để xem tất cả nội dung không có thay thế tương ứng. Tắt so sánh [X] để trở về trạng thái rà chuột ban đầu. FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN FILE ATTACHED TO DOCUMENT Thư mục cha: Chọn thư mục cha Tạo thư mục Địa chỉ: 17 Nguyễn Gia Thiều, P. Xuân Hòa, TP.HCM Điện thoại: [phone] (06 lines) E-mail: inf[email protected] Mã số thuế: 0315459414 Trang chủ Các Gói Dịch Vụ Online Đăng ký Thành viên Hướng Dẫn Sử Dụng Giới Thiệu Liên Hệ Quy Chế Hoạt Động Thỏa Ước Dịch Vụ PM TVPL trực tuyến Tra cứu Pháp Luật mới Tra cứu Công văn Tra cứu Tiêu Chuẩn Việt Nam Quy chế bảo vệ dữ liệu cá nhân

IP: 216.73.216.28 Xin chúc mừng thành viên acb đã đăng ký sử dụng thành công www.thuvienphapluat.vn THƯ VIỆN PHÁP LUẬT giúp thành viên tìm kiếm văn bản chính xác, nhanh chóng theo nhu cầu và cung cấp nhiều tiện ích, tính năng hiệu quả: 1. Tra cứu và xem trực tiếp hơn 437.000 Văn bản luật, Công văn, hơn 200.000 Bản án Online; 2. Tải về đa dạng văn bản gốc, văn bản file PDF/Word, văn bản Tiếng Anh, bản án, án lệ Tiếng Anh; 3. Các nội dung của văn bản này được văn bản khác thay đổi, hướng dẫn sẽ được làm nổi bật bằng các màu sắc; các quan hệ của các văn bản thông qua tiện ích Lược đồ và nhiều tiện ích khác; 4. Được hỗ trợ pháp lý sơ bộ qua Điện thoại, Email và Zalo nhanh chóng; 5. Nhận thông báo văn bản mới qua Email để cập nhật các thông tin, văn bản về pháp luật một cách nhanh chóng và chính xác nhất; 6. Trang cá nhân: Quản lý thông tin cá nhân và cài đặt lưu trữ văn bản quan tâm theo nhu cầu. Xem thông tin chi tiết về gói dịch vụ và báo giá: Tại đây. Xem thêm Sơ đồ website THƯ VIỆN PHÁP LUẬT Quý khách chưa đăng nhập, vui lòng Đăng nhập để trải nghiệm những tiện ích miễn phí. Xin chào Quý khách hàng -! Mời Bạn trải nghiệm những tiện ích MIỄN PHÍ nổi bật trên www.thuvienphapluat.vn: Tra cứu mở rộng và xem trực tiếp nội dung văn bản; Theo dõi hiệu lực văn bản; Tải văn bản Tiếng Việt; Trang cá nhân; Thông tin liên hệ để được hỗ trợ một cách nhanh chóng. Bỏ qua Bắt đầu xem hướng dẫn Đăng nhập để xem hướng dẫn Quý khách chưa đăng nhập, vui lòng Đăng nhập để trải nghiệm những tiện ích có phí. Xin chào Quý khách hàng -! Mời Bạn trải nghiệm những tiện ích CÓ PHÍ khi xem văn bản trên www.thuvienphapluat.vn: Dấu mộc hiệu lực; Mục lục văn bản; Các nội dung của văn bản này được văn bản khác thay đổi, hướng dẫn sẽ được làm nổi bật bằng các màu sắc; Tiện ích dẫn chiếu, tham chiếu; So sánh văn bản thay thế; Văn bản song ngữ; Xem và tải về văn bản gốc/PDF, văn bản Tiếng Anh, biểu mẫu trong văn bản; Các quan hệ của văn bản thông qua tiện ích Lược đồ; Tra cứu và xem nội dung Tiêu chuẩn/Quy chuẩn Việt Nam. Bỏ qua Bắt đầu xem hướng dẫn Đăng nhập để xem hướng dẫn Xin chào Quý khách hàng -! Để trải nghiệm lại nội dung hướng dẫn tiện ích, Bạn vui lòng vào Trang Hướng dẫn sử dụng. Bên cạnh những tiện ích vừa giới thiệu, Bạn có thể xem thêm Video/Bài viết hướng dẫn sử dụng để biết cách tra cứu, sử dụng toàn bộ các tính năng, tiện ích trên website. Ngoài ra, Bạn có thể nhấn vào đây để trải nghiệm MIỄN PHÍ các tiện ích khi xem văn bản dành cho thành viên CÓ PHÍ. 👉 Xem thông tin chi tiết về gói dịch vụ và báo giá: Tại đây. 👉 Xem thêm Sơ đồ website THƯ VIỆN PHÁP LUẬT Cảm ơn Bạn đã quan tâm và sử dụng dịch vụ của chúng tôi. Trân trọng, THƯ VIỆN PHÁP LUẬT TP. HCM, ngày 31/05/2021 Thưa Quý khách, Đúng 14 tháng trước, ngày 31/3/2020,  THƯ VIỆN PHÁP LUẬT đã bật Thông báo này, và nay 31/5/2021 xin bật lại. Hơn 1 năm qua, dù nhiều khó khăn, chúng ta cũng đã đánh thắng Covid 19 trong 3 trận đầu. Trận 4 này, với chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ, chắc chắn chúng ta lại thắng. Là sản phẩm online, nên 250 nhân sự chúng tôi vừa làm việc tại trụ sở, vừa làm việc từ xa qua Internet ngay từ đầu tháng 5/2021. Sứ mệnh của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là:       sử dụng công nghệ cao để tổ chức lại hệ thống văn bản pháp luật,       và kết nối cộng đồng Dân Luật Việt Nam, nhằm:       Giúp công chúng “…loại rủi ro pháp lý, nắm cơ hội làm giàu…”,       và cùng công chúng xây dựng, thụ hưởng một xã hội pháp quyền trong tương lai gần; Chúng tôi cam kết dịch vụ sẽ được cung ứng bình thường trong mọi tình huống. THÔNG BÁO về Lưu trữ, Sử dụng Thông tin Khách hàng Kính gửi: Quý Thành viên, Nghị định 13/2023/NĐ-CP về Bảo vệ dữ liệu cá nhân (hiệu lực từ ngày 01/07/2023) yêu cầu xác nhận sự đồng ý của thành viên khi thu thập, lưu trữ, sử dụng thông tin mà quý khách đã cung cấp trong quá trình đăng ký, sử dụng sản phẩm, dịch vụ của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT. Quý Thành viên xác nhận giúp THƯ VIỆN PHÁP LUẬT được tiếp tục lưu trữ, sử dụng những thông tin mà Quý Thành viên đã, đang và sẽ cung cấp khi tiếp tục sử dụng dịch vụ. Thực hiện Nghị định 13/2023/NĐ-CP, chúng tôi cập nhật Quy chế và Thỏa thuận Bảo về Dữ liệu cá nhân bên dưới. Trân trọng cảm ơn Quý Thành viên. Tôi đã đọc và đồng ý Quy chế bảo vệ dữ liệu cá nhân Tiếp tục sử dụng Cảm ơn đã dùng ThuVienPhapLuat.vn Bạn vừa bị Đăng xuất khỏi Tài khoản . Hiện tại có đủ người dùng cùng lúc, nên khi người thứ vào thì bạn bị Đăng xuất. Có phải do Tài khoản của bạn bị lộ mật khẩu nên nhiều người khác vào dùng? Hỗ trợ: [phone] _ 0906.229966 Xin lỗi Quý khách vì sự bất tiện này! Tài khoản hiện đã đủ người dùng cùng thời điểm. Quý khách Đăng nhập vào thì sẽ có 1 người khác bị Đăng xuất. Tài khoản của Quý Khách đẵ đăng nhập quá nhiều lần trên nhiều thiết bị khác nhau, Quý Khách có thể vào đây để xem chi tiết lịch sử đăng nhập Có thể tài khoản của bạn đã bị rò rỉ mật khẩu và mất bảo mật, xin vui lòng đổi mật khẩu tại đây để tiếp tục sử dụng Hãy để chúng tôi hỗ trợ bạn!

Tiếng Anh (English)

NATIONAL TECHNICAL REGULATION

ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS

Foreword

The National Technical Regulation on pressure vessels of means of transportation and offshore installations QCVN 67:2018/BGTVT replaces the QCVN 67:2017/BGTVT compiled by the Vietnam Register, inspected by the Ministry of Science and Technology, and promulgated by the Ministry of Transport under Circular No. 27/2019/TT-BGTVT dated August 7, 2019.

NATIONAL TECHNICAL REGULATION

ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS

...

...

...

TABLE OF CONTENTS

PART I. GENERAL PROVISIONS

1 Scope

2 Regulated entities

3 Definitions

...

...

...

4 Reference documents

PART II. TECHNICAL PROVISIONS

CHAPTER 1 GENERAL PROVISIONS

I Regulation on design of pressure vessels

II Regulation on manufacturing of pressure vessels

...

...

...

III Regulation on materials of pressure vessels

IV Regulation on welding and non-destructive testing (NDT)

V Regulation on pressure vessels in cargo transportation installed on means of transportation

CHAPTER 2 DESIGN, MANUFACTURING OF PRESSURE VESSELS ON MOTORIZED ROAD VEHICLES

I Design and manufacturing of pressure vessel for cargo transportation on motorized road vehicles

...

...

...

1 General provisions

2 Design requirements of pressure vessels for cargo installation on motorized road vehicles

3 Cylindrical pressure vessel

4 Spherical pressure vessel

5 Double-walled pressure vessel

...

...

...

6 Non-metallic pressure vessel

II Pressure vessels for storage of gas and liquefied gas used as fuel of motorized road vehicles

III Design and manufacturing of detail components of pressure vessels of motorized road vehicles

IV Design and manufacturing of safety devices and accessories of pressure vessels of motorized road vehicles

V Testing and inspection of pressure vessels of motorized road vehicles

...

...

...

CHAPTER 3 PRESSURE VESSELS OF RAILWAY VEHICLES

I General provisions

II Regulation on design and manufacturing

III Regulation on testing

IV Regulation on calibration of safety and measuring devices

...

...

...

CHAPTER 4 PRESSURE VESSELS OF OFFSHORE PETROLEUM INSTALLATIONS

I GENERAL PROVISIONS

II REQUIREMENT FOR DESIGN AND MANUFACTURING

III INSPECTION IN USE, REPAIR, AND MODIFICATION

PART III. REGULATIONS ON MANAGEMENT

...

...

...

PART IV. RESPONSIBILITIES OF AGENCIES, ORGANIZATIONS, AND INDIVIDUALS

PART V. ORGANIZING IMPLEMENTATION

APPENDIX 1: PROCEDURES FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION

NATIONAL TECHNICAL REGULATION

ON PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION AND OFFSHORE INSTALLATIONS

PART I: GENERAL PROVISIONS

...

...

...

This Regulation prescribes minimum technical safety and occupational safety requirements in design, manufacturing, export, import, installation, repair, use, management, testing, and certification of pressure vessels with working pressure higher than 0,7 bar, excluding hydrostatic pressure as follows:

1.1 Pressure vessels on motorized road vehicles (including vessels for transportation of gas, liquefied gas, liquid and vessels for storage of gas and liquefied gas used as fuel for motorized road vehicles);

1.2 Pressure vessels of railway vehicles;

1.3 Pressure vessels of offshore petroleum installations.

2 Regulated entities

This Regulation applies to organizations, individuals related to design, manufacturing, import, export, installation, repair, use, management, examination, certification, and testing of pressure vessels on motorized vehicles, railway vehicles, and offshore petroleum installations with working pressure higher than 0,7 bar, excluding hydrostatic pressure.

3 Definitions

In the Regulation, the terms below are construed as follows:

3.1 Pressure vessel refers to tank and container for storage and transportation of gas, liquefied gas, and liquid at working pressure higher than 0,7 bar excluding hydrostatic pressure; vessel of which volume is 25 liters or higher, product of pressure (in bar) and volume (in liters) (PV product) is greater than 200 of motorized road vehicles, railway vehicles, and offshore petroleum installations.

...

...

...

3.3 Permissible working pressure refers to the highest pressure at which an equipment is allowed to operate at for long term.

3.4 Design pressure (P_tk) refers to the pressure prescribed by design facility as the basis for determination of strength of components of pressure vessels. This pressure does not include hydrostatic pressure as of the moment in which it is determined.

3.5 Maximum working pressure (P_lv) refers to the highest pressure that a pressure vessel sustains during normal operation. This pressure is determined by technical requirements of technology in use.

3.6 Design stress refers to the highest permissible stress used in formula for minimum thickness or dimensions of pressure parts.

3.7 Design temperature refers to metal temperature at corresponding pressure used in determination of design stress of parts of concerned pressure vessels.

3.8 Minimum design material temperature refers to the minimum temperature distinct to the material. This temperature is used in design for selection of materials with adequate strength and resistance against fracture and the temperature at which the materials can be used in adequate design strength.

3.9 Maximum working temperature refers to the highest temperature of metal sustained by a concerned part of a pressure vessel during normal operating conditions. This temperature is determined by technical requirements of technology in use.

3.10 Minimum working temperature refers to the lowest temperature of metal sustained by a concerned part of a pressure vessel during normal operating conditions. This temperature is determined by technical requirements of technology in use or the minimum temperature designated by persons placing order.

3.11 Minimum thickness refers to the minimum thickness determined via formula for load-bearing purposes before adding corrosion allowance or other additional factors.

...

...

...

3.13 Nominal thickness refers to thickness of chosen materials among available commercial thickness grades (applying regulated manufacturing tolerance).

3.14 Actual thickness refers to thickness of materials in a part of a pressure vessel which can be the nominal thickness less applicable manufacturing tolerance.

3.15 Registration authority refers to Sub-departments affiliated to the Vietnam Register (VR) and motorized road vehicle registration centers.

3.16 Manufacturing facility refers to an organization, a company, or an individual manufacturing pressure vessels.

3.17 Testing facility refers to a testing center, a testing station, or a laboratory that is qualified and certified to test and inspect pressure vessels.

3.18 Certifying body for welding and nondestructive testing (NDT) refers to an organization specializing in welding and NDT and certified by competent authority to conduct work related to training, examination, and certification for welding and NDT.

3.19 Equipment owner refers to an organization or individual managing, operating, and using pressure vessels.

3.20 Relevant parties refer to people placing order, designing, manufacturing, agencies testing and inspecting design, suppliers, people performing installation, and project developers.

3.21 Products with similar makes refer to products of the same brand, design, technical specifications and manufactured on the same technology procedures.

...

...

...

3.22.1 Modification refers to a change to any part that cause the ability to withstand pressure of a pressure vessel to deviate outside of the value range described in current specification reports.

3.22.2 Condition monitoring locations (CMLs) refer to designated locations on a pressure vessel which are periodically inspected in order to directly evaluate vessel conditions. CMLs may include one or multiple inspection locations and multiple inspection methods depending on whether damage occurs to the predicted parts in order to detect damage at the highest probability.

3.22.3 Controlled deposition welding (CDW) refers to a welding method employed to obtain controlled grain refinement and tempering of the underlying heat-affected zone in the base metal. Available methods are numerous such as tempering (tempering the layer beneath location where the current bead sets) and half-bead technique (where one-half of the first welding layer is removed). See 6.1.6-4(3).

3.22.4 Corrosion allowance refers to the additional material thickness implemented to compensate for the loss of metal over operating period of the pressure vessel.

3.22.5 Corrosion rate refers to the rate at which metal is wasted by corrosion or chemical reaction inside and/or outside of the vessel.

3.22.6 Corrosion expert refers to a person with knowledge and experience in mechanical corrosion, metallurgy, material selection, and methods for controlling corrosion.

3.22.7 Corrosion under insulation (CUI) refers to all forms of CUI including stress corrosion cracking (SCC) and corrosion under insulation (CUI).

3.22.8 Mechanical damage refers to any kind of damage in chemical industry and mixing that may cause crack/defect that affects vessel integrity (such as corrosion, crack, cavitation, depression, other physical, mechanical damage or chemical effects).

3.22.9 Defect refers to damage to shapes and dimensions that exceeds permissible standards and may be cause for disposal.

...

...

...

3.22.11 Pressure vessel dossiers refer to documents on: Vessel make; Vessel design description; Vessel accessories and installation; use capacity; Operation, maintenance, modification, re-evaluation, pressure test, conformity assessment (FFS); Human resource training; Inspection plans, inspection results; NDT; Procedures for the aforementioned activities, or any other appropriate information for maintaining integrity and assurance of vessels.

3.22.12 Inspection point refers to a recording point, a measurement point, or a test point (where test point is a terminology that is not used as an alternative to mechanical or physical test points. such as tensile strength test points or pressure test points).

A zone in a CML radius is determined by a circle of which diameter is not greater than 75 mm for all vessels. CMLs may include multiple inspection points, such as the case where a hose of vessels may include 1 CML and multiple inspection points (e.g. one inspection point in all quadrant of CML of vessel hose).

3.22.13 External inspection refers to visual inspection conducted on the outside of vessels in order to detect conditions that affect vessel integrity or conditions, including integrity of load-bearing structures (such as ladders, foundations, and supporting structures). External inspection can be conducted while vessels are operating or suspended from operation and may be conducted at the same time as operational inspection.

3.22.14 Internal inspection refers to an inspection conducted on the inside of vessels either visually and/or NDT.

3.22.15 Fitness-for-service (FFS) assessment refers to an assessment method wherein defects and damage or operational conditions of vessels are assessed in order to determine vessel integrity for the purpose of further operation.

3.22.16 Uniform corrosion refers to corrosion that more or less occurs evenly on metal surface.

3.22.17 Localized corrosion refers to corrosion that occurs within a limited area or a separate area on metal surface.

3.22.18 Heat-affected zone (HAZ) refers to a section of basic materials of which mechanical properties or microstructures are altered by heat of welding lines or heat when cutting.

...

...

...

3.22.20 Operational inspection refers to inspection related to pressure vessel that is brought into operation and before it is completely dismantled.

3.22.21 Inspection refers to assessment of operation, external or internal (or both) conditions of vessel.

3.22.22 Inspection plan refers to a plan with defined inspection schedule and method for vessel or pressure relief device that has undergone inspection, repair, and/or maintenance.

3.22.23 Integrity operating window (IOW) refers to defined limits of technology characteristics where equipment integrity may be affected if technology process deviates from the defined limits within a predetermined time window.

3.22.24 Major repair refers to any work that is not considered modification where a main part of vessel body other than the hose is removed or replaced (such as vessel shell, lid, bottom). Where any restoration work alters design temperature, minimum allowable temperature (MAT), or maximum allowable working pressure (MAWP), such work shall be considered modification and must satisfy requirements upon re-assessment.

3.22.25 Management of change (MOC) refers to a management system recorded to review and inspect changes (in both tangible aspects and design) of vessels before the changes are implemented. MOC process includes concerns of inspectors that may warrant changes to inspection plans such as results of changes.

3.22.26 Maximum allowable working pressure (MAWP) refers to maximum allowable pressure measured at the top of vessel in operating position and at defined temperature. This pressure is based on calculation of minimum thickness (or average thickness of perforations) for all limit elements of vessels, (except for corrosion allowance) and calibrated by applied static pressure and non-pressure load (wind, earthquake, etc.). MAWP can be referred to in initial design or re-assessed via FFS assessment.

3.22.27 Minimum design material temperature/minimum allowable temperature (MDMT/MAT) refers to the minimum material temperature of a given material with determined thickness based on the material’s ability to resist fracture. In case of MAT, it can be a single temperature or a range of permissible working temperature similar to pressure. In general, the minimum temperature at which significant load can be applied to vessels shall conform to the ASME Code. This can also be achieved via FFS assessment.

3.22.28 Non-pressure element refers to a vessel part that does not withstand pressure (trays, conveyor trays, distributing pipes, valves, fastening belts of non-reinforced, non-clamped covers).

...

...

...

3.22.30 Inspection in operating state refers to an external inspection conducted to active vessels utilizing NDT in order to determine whether vessel shell is suitable for further operation.

3.22.31 Post weld heat treatment (PWHT) refers to the act of heating all welded structures or vessels to determined temperature after finishing welding in order to lessen negative thermal effects when welding such as reduced stress, reduced hardness, chemical stability and/or altered properties.

3.22.32 Pressure element refers to a vessel part that secures parts that are connected or fitted to connectors of vessel, liquid containers (e.g. shell, top, bottom, hose but excluding shelves, clamps, covering pipes, etc. that are not pressurized).

3.22.33 Pressure test refers to a test conducted on active vessel body and modified or repaired vessel body in order to determine whether vessel integrity complies with applied codes, standards, and regulations. Pressure test can be done using hydraulic, gas, or a combination of both. Pressure test conducted at a pressure lower than pressure under manufacturing code in order to detect leak in the system is usually referred to as airtightness test.

3.22.34 Repair refers to a necessary work for restoring pressure vessel to appropriate conditions in order to safely operate at design conditions. Where any restoration work alters design temperature, MDMT, or MAWP, such work shall be considered modification and must satisfy requirements upon re-assessment. All welding, cutting, grinding works involving pressure elements that are not considered modification shall be considered repair.

3.22.35 Required thickness refers to minimum thickness, excluding corrosion allowance, of each vessel element based on calculations of ASME Code, appropriate design standards and regulations, and permissible stress of the code with pressure, mechanical, and structural load taken into consideration. Or required thickness can be evaluated and inspected again via FFS assessment compliant with API 579-1/ASME FFS-1.

3.22.36 Re-assessment refers to changes to design temperature, MDMT, or MAWP or vessels. Design temperature and MAWP of vessel may increase or decrease due to re-assessment. The decrease below initial design conditions is a prelude to increased corrosion allowance.

3.22.37 Risk-based inspection (RBI) refers to risk assessment and management procedures that take into account probability and consequences of material damage and are specified in inspection plan for loss of storage capacity of pressure vessel in the system caused by material damage. These risks are managed primarily via inspection in order to influence damage probability or via various other methods in order to control damage probability and consequences.

3.22.38 Similar or equivalent operation refers to an arrangement consisting of 2 parallel vessels or more that are comparable or operating uniformly under consistent environmental and technology conditions over multiple years based on inspection regulations where mechanical damage or level of damage is comparable.

...

...

...

3.22.40 Test refers to pressure test conducted using gas or hydraulic or a combination of both or mechanical test in order to determine parameters such as hardness, strength, and collision resistance of materials. Test does not include NDT tests such as radiographic testing (RT), ultrasonic testing (UT), magnetic testing (MT), penetrant testing (PT).

3.22.41 Airtightness test refers to a pressure test conducted after maintenance or repair in order to determine whether pressure vessels leak at testing pressure not greater than MAWP determined by equipment owner.

3.23 Inspection refers to a technical process that conforms to specific procedure in order to assessment and verify conformity of products, goods to requirements under corresponding technical regulations.

4 Reference documents

- TCVN 8366:2010 - Pressure vessels - Design and manufacturing requirements

- TCVN 7466:2005 - Road vehicles - Parts of fuel system utilizing liquefied petroleum gas of motorized vehicles

- TCVN 7704: Boiler - Technical requirements for safety in design, structure, manufacturing, installation, use, and repair

- TCVN 6155:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair

- TCVN 6156:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair - Testing method.

...

...

...

- QCVN 71:2014/BGTVT - National Technical Regulation on material and weld of pressure vessel in transport

- ISO 11439:2000 - Gas cylinders - High pressure cylinders for the on-board storage of natural gas as a fuel for automotive vehicles

- IEC 60529(2001) - Degrees of protection provided by enclosures (IP Code)

- ECE/324/R.67 - Agreement Concerning the Adoption of Uniform Technical Prescriptions for Wheeled Vehicles, Equipment and Parts which can be Fitted and/or be Used on Wheeled Vehicles and the Conditions for Reciprocal Recognition of Approvals Granted on the Basis of these Prescriptions*

- AS/NZS 3509:1996 - LP Gas fuel vessels for automotive use

- ASME - American Society of Mechanical Engineers

Uniform provisions concerning the approval of:

(i) Specific components of motor vehicles using compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system;

(ii) Vehicles with regard to the installation of specific components of an approved type for the use of compressed natural gas (CNG) and/or liquefied natural gas (LNG) in their propulsion system).

...

...

...

- API 572 - Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers, and Condensers)

- API 579-1/ASME FFS-1 2007 - Fitness-For-Service

- API 580 - Risk-based Inspection

- API 581 - Risk-Based Inspection Technology

PART II: TECHNICAL REGULATION

CHAPTER 1 GENERAL PROVISIONS

I Regulation on design of pressure vessels

1 Design of pressure vessels must conform to requirements for each type of pressure vessel installed on each type of specific vehicles under Part II hereof.

2 Design pressure of pressure vessel containing liquefied gas

...

...

...

(1) Pressure at the most extreme operating condition, except fire and other irregular situations.

(2) Gas pressure of contained liquid at the highest working temperature according to the highest working temperature of pressure vessel containing liquefied gas. Calculate pressure of other gases or impurities in pressure devices that may increase overall pressure.

Note: Design must also ensure that, at the highest working temperature, fill rate must be so determined that liquid volume, in the process of thermal expansion, does not completely fill pressure vessels and gas must not be so compressed that pressure of inert gases causes leak via safety valves.

3 The highest working temperature of pressure vessels containing liquefied gas

 The highest working temperature must equal the highest value among:

(1) The highest temperature of technology process at which contained solution can withstand at the most extreme working conditions.

(2) The highest temperature of the environment at which contained liquid can withstand.

II Regulation on manufacturing of pressure vessels

1 Pressure vessels shall be so determined to satisfy standards pertaining to quality, technical safety, and approved design.

...

...

...

- Name of manufacturing facility;

- Year of manufacture;

- Code and make;

- Design volume;

- Design pressure and temperature;

- Operating pressure and temperature.

III Regulation on materials of pressure vessels

 Materials of pressure vessels must satisfy inspected design, provisions under corresponding regulations and standards for the purpose of manufacturing pressure vessels in each road vehicle, railway vehicle, and equipment, vehicle for exploring, producing, transporting petroleum at sea.

IV Regulation on welding and non-destructive testing (NDT)

...

...

...

2 Quality of finished welds of pressure vessels must be examined then tested via appropriate NDT technique.

3 Personnel conducting NDT, supervising welding beads, welders of pressure vessels must be licensed by registration authority.

4 Depending on type of pressure vessels and inspection requirements, NDT techniques shall be adopted as follows:

Techniques

Defects

Thickness measurement

Surface

Visual testing

x

...

...

...

Magnetic testing

x

Penetrant testing

x

...

...

...

x

x

Radiographic testing

x

Eddy current testing

...

...

...

5 Codes for NDT techniques

VT: Visual Testing

RT: Radiographic Testing

UT: Ultrasonic Testing

MT: Magnetic particle Testing

PT: Penetrant Testing

ET: Eddy current Testing

V Regulation on pressure vessels in cargo transportation installed on means of transportation

...

...

...

2 Provisions hereunder only specify minimum requirements for pressure vessels for cargo transportation and elements directly connected to the vessels. These requirements only relate to functionality of pressure vessels. This Regulation does not prescribe specific requirements related to functionalities of transporting vehicles.

3 Overall dimensions, transport load of pressure vessels must not exceed dimension and load limit as per the law applicable to relevant means of transportation.

4 Pressure vessels shall be firmly and permanently installed parallel to chassis of vehicles on which they are installed. Structure of pressure vessels must be strong, durable, incapable of altering storage volume during containment and transportation, and capable of withstanding minimum gauge pressure of 0,8 bar.

5 The interior of pressure vessels must not contain structures that obstruct air escape upon pouring liquid into the vessels or obstruct liquid discharge.

6 Pressure vessels of metal or non-metal materials shall coated with protective paint layer on the outside.

7 In respect of pressure vessels outfitted with multiple separate compartments, overall dimensions and gross weigh of volume of transportation compartments shall not exceed allowable dimensions and load of vehicles on which they are installed. Transportation compartments shall be outfitted with separate inlets and discharge valves and compliant with requirements under this part as a standalone pressure vessel does.

8 Pressure vessels shall be outfitted with stairs to accommodate access to upper parts thereof.

9 In respect of pressure vessels for transportation and storage of combustible fuel:

 (1) A warning that reads “CẤM LỬA” (NO FIRE) shall be installed on both sides and at the back of pressure vessels. Height of lettering shall be 200 mm or more.

...

...

...

(3) Pressure vessels for containment and transportation of petroleum shall be outfitted with drag chains. Drag chains must be long enough and adjustable so that 2 links or more always touch the ground. Chain materials and dimensions shall be so determined to keep static buildup in pressure vessels during operation below danger level.

10 Boxes and pipes can be arranged on the sides of vehicles on which pressure are installed in order to contain and protect pipes, accessories.

11 Supporting racks must not be welded onto the sides of pressure vessels to carry goods which vehicles are not licensed to transport.

12 Pressure vessels installed on means of transport for gauging and transportation shall be compliant with metrology laws.

13 Geometry dimensions of pressure vessels shall be so selected depending on dimensions of vehicle chassis, vehicle center of mass, and permissible load.

14 Depending on functionality of each type of pressure vessels installed on means of transport, safety and discharging mechanisms and parts shall be installed.

15 Openings of pressure vessels shall be at the highest position and outfitted with tight lids. Washers between pressure vessels and vessel neck shall be made of materials that are resistant to corrosion of the contained solution. Lids of pressure vessels shall be firmly bolted to vessel necks which include at least 2 bolted connections on opposite sides, symmetrical from the centers, and outfitted with openings to accommodate lead seal.

16 Inlets installed on lids of pressure vessels shall have opening diameter at 200 mm or more. Elements that seal inlets must be airtight, easily operable, and outfitted with appropriate mechanisms for locking, sealing, and lead-sealing. Washers shall be made of corrosion-resistant materials that do not produce spark when opening or closing.

17 Viewports can be installed on lids of pressure vessels. Viewport structures must be airtight and outfitted with protective coverings.

...

...

...

 Where separate viewports are not installed, inlets shall be appropriately designed in order to act as viewports.

19 Pressure vessels containing and transporting liquid in high volume shall be outfitted with internal baffle plates. Baffle plates shall be so arranged to eliminate air pockets created at corners of baffle plates and vessel shells and allow thorough drain of liquid contents during discharge.

20 Pressure vessels for containment and transportation of liquid shall be outfitted with gas relief mechanism to eliminate air pockets where vessels are filled with liquid. Gas relief mechanisms consist of 2 metal pipes of which inner diameter is 10 mm or more, which are located close to and along the highest side inside or outside of pressure vessels where one end the pipe is (20 ÷ 30) mm away from the bottom of the vessel and the other end is in vessel neck and at least 100 mm above the fill level.

21 Where vessel neck is welded deep into vessel shell, a window of which minimum width is 150 mm and height is as close to the fill line as possible shall be installed where gas pipes penetrate.

22 Outlets of pressure vessels shall be appropriately designed, installed in a manner that serves use purposes conveniently, and adequately tilted in order to thoroughly drain contents of pressure vessels. Relief valves shall be airtight, conveniently positioned in order to be operated, and properly designed to accommodate lead-seal.

23 Sediment trap of pressure vessels shall be located at the lowest position and before or at the same position as outlets. Sediment trap shall be so outfitted with mechanisms that allow complete drain of remaining liquid contents of pressure vessels and lead-seal.

24 Load

 Load take into consideration in design of pressure shall be:

(1) Design internal or external (or both) pressure.

...

...

...

(3) Force imposed by standard gravity on weight of pressure vessels and vessel contents during operating period and in testing conditions, including reduced pressure and vacuum pressure, if applicable.

(4) Additional load caused by other pressure vessels, linings, insulation, operating equipment, work platforms, snow, water, ice, and other objects.

(5) Wind load.

Note: For the purpose of calculating conformity of design for hydrostatic pressure, only calculate 75% of wind load in conjunction with other load.

25 In respect of passenger transport vehicles, pressure vessels shall be installed in compartments separate from passenger compartments. Contents drained by fusible plugs shall be drained to atmosphere without affecting passenger compartments.

CHAPTER 2 DESIGN, MANUFACTURING OF PRESSURE VESSELS ON MOTORIZED ROAD VEHICLES

I Design and manufacturing of pressure vessel for cargo transportation on motorized road vehicles

1 General provisions

1.1 Pressure vessels for cargo transportation on motorized road vehicles shall be so designed and manufactured in a manner compliant with 3.26 of TCVN 8366:2010 (for vessels that can be transported) and this document.

...

...

...

2 Design requirements of pressure vessels for cargo installation on motorized road vehicles

2.1 Size of safety valves shall be specifically determined in correlation to integrity of insulating elements in accidents and in fire conditions. Safety valves shall be so installed that they are not damaged by rollover of transport vehicles.

2.2 Design pressure

2.2.1 Design pressure of pressure vessels that can be transported, are single-walled, are not insulated and relevant pressure devices shall not be lower than design pressure under applied standards or, where applied standards do not stipulate pressure limit, shall be greater than:

(1) 700 kPa; and

(2) Vapor pressure of solutions at the highest working temperature of the at 50 ^oC for vessels larger than 500 liters and 46 ^oC for vessels larger than 2000 liters.

2.2.2 In respect of pressure vessels that can be transported, entirely insulated, and properly protected externally, design pressure must not be lower than the greater value of the values below:

(1) 170 kPa; and

(2) Vapor pressure of solutions at the highest working temperature of the solutions, usually determined by nominal pressure of pressure relief devices (safety valves).

...

...

...

 Openings must not be located on the exterior of cylindrical vessels within a 30^o radius above the horizontal center unless openings are located in flued-out spaces. These flued-out spaces shall be so designed that safety valves and accessories within the circumference of vessel shell are protected from damage caused by vessel rolling.

 Pressure vessels containing chlorine or more toxic substances shall only be outfitted with one access opening. Access openings and cover thereof must be contained in circumference of the vessels.

2.4 Calculations

 Calculations must include combined effect of pressure, load (including longitudinal and circumferential stress), screw conveyors, shear, torque, and acceleration of vessels (front and back). Effect of temperature gradient and fatigue must be taken into consideration.

 Vessel design shall include calculation of equivalent stress created by design pressure, weight of solutions, weight of elements supported by vessel shells, load and effect of temperature gradient originating from solution contents, and the highest ambient temperature. Where different materials are used, thermal coefficient of the materials must be used in calculation of thermal stress and other stresses at the foundation, legs, or other supporting structures.

2.5 Combined stress

 Equivalent stress originating from static of dynamic load or a combination of both below which may occur simultaneously must be examined in accordance with procedures.

(1) Circumferential stress created by internal or external pressure (or both)

(2) Longitudinal stress created by internal pressure

...

...

...

(4) Tensile or compressive stress created by bending moment because braking force equals twice the static weight of full vessel and affects independently from suspension system on the road.

 In respect of vessels with baffle plates, braking force can be reduced by ’0,25g’ per plate while maintaining total reduction of braking force at at most ‘1g’.

(5) Tensile or compressive stress created by longitudinal load because accelerating force equals static weight of full vessel and affects axle that corresponds to the fifth wheel supporting the vessel (if applicable).

(6) Tensile or compressive stress created by bending moment because accelerating force equals static weight of full vessel and affects axle that corresponds to the fifth wheel supporting the vessel (if applicable).

 (7) Tensile or compressive stress created by bending moment because vertical force equals three times the static weight of full vessel.

(8) Shear stress created by vertical force that equals three times the static weight of vessel and solution content.

(9) Side shear stress created by side acceleration that can cause rollover, is not lower than 0,75 times the static weight of full vessel, and affects the road.

(10) Bending shear stress created by side acceleration that can cause rollover, is not lower than 0,75 times the static weight of full vessel, and affects the road.

3 Cylindrical pressure vessel

...

...

...

4 Spherical pressure vessel

Minimum thickness of spherical shell and internal parts of pressure vessel must not be lower than thickness under 3.7, 3.4, and 3.8 of TCVN 8366:2010.

5 Double-walled pressure vessel

Double-walled pressure vessels shall be so designed and manufactured in accordance with requirements under 3.23 of TCVN 8366:2010 and relevant requirements under this document.

Double-walled pressure vessels shall consist of vessels of which side or bottom shell is compliant with Figure 1. Shell sections, as described in Figure 1 must not be interrupted throughout the circumference of type 1, 2, 4, and 5 vessels and must curved according to cross section in type 3 vessel.

It is possible to use a combination of the aforementioned vessel types as long as requirements specific to each type are met. Coiled shell is not regulated by this section.

Vessel shell consists of inner and outer layer, braces, all penetrating elements, and other parts of vessel shell sustaining stress. Other parts such as side pipes, blocking elements, reinforcing braces, supporting braces are considered parts of shell section.

...

...

...

Figure 1. Permissible types of double-walled vessels

The effect of internal and external forces and thermal expansion must be taken into consideration. Baffle plates and partitions shall be installed at the top of vessel shell where corrosion of vessel and shell due to buildup of water vapor or other vapor.

6 Non-metallic pressure vessel

This part applies to non-metallic pressures vessels or pressure parts made of plastic or fibre-reinforced plastic or glass or any other non-metallic materials other than rubber washers.

Non-metallic pressure vessels shall satisfy general provisions hereof and requirements below:

(1) Requirements of relevant Regulations;

(2) Specific technical design, regulations, standards that can be applied;

(3) All conditions agreed upon by relevant parties.

...

...

...

1 Design and manufacturing of pressure vessels for containment of liquefied petroleum (LPG), compressed natural gas (CNG) which are used as fuel of motorized road vehicles shall satisfy requirements under corresponding Vietnamese technical regulations and national standards and international standards such as TCVN 7466:2005, TCVN 6156:1996, ISO 11439:2000, IEC 60529 (2001), ECE/324/R.67, AS/NZS 3509:1996, and relevant UNECE No.110.

2 Manufacturing of pressure vessels for containment of LPG, CNG which are used as fuel of motorized road vehicles shall satisfy quality, technical safety standards and approved design.

3 Materials for manufacturing of shell of pressure vessel susceptible to stress must be steel according to regulations under standards prescribing similar properties.

4 All parts of vessel shell and elements welded onto vessel shell must be made of the same materials.

5 Permissible working temperature of pressure vessels shall range from -20 ^oC to 65 ^oC.

III Design and manufacturing of detail components of pressure vessels of motorized road vehicles

1 Conical bottom and cone sections susceptible to internal pressure

 Design and manufacturing of conical bottom or cone sections susceptible to internal pressure shall be compliant with 3.10 of the TCVN 8366:2010.

 Minimum thickness must be increased when necessary in order to satisfy requirements under 3.4.2 and 3.4.3 of the TCVN 8366:2010 and to fulfill appropriate load.

...

...

...

2 Conical bottom and cone sections susceptible to external pressure

Minimum thickness of conical bottom and cone sections susceptible to external pressure pressure at convex surface must not be lower than necessary thickness under 3.11.2 and requirements under 3.10 of the TCVN 8366:2010 where internal pressure equals external pressure.

Minimum thickness must be increased when necessary in order to satisfy requirements under 3.4.2 and 3.4.3 and fulfill other load under 3.2.3 of the TCVN 8366:2010.

3 Curved bottom susceptible to internal pressure

Curved bottom that is not braced must be spherical, elliptical, or torispherical in shape, susceptible to internal pressure on their convex surface, and designed in accordance with 3.12 of TCVN 8366:2010. Vessel bottom made of grade F and grade G steel must be spherical or elliptical in shape.

4 Bottom thickness

Minimum thickness of bottom shall be calculated in accordance with 3.12.5 of TCVN 8366:2010.

5 General structures

Structures that are not susceptible to internal and external pressure and accessories attached to vessels shall be designed in accordance with technical requirements and be installed as far away as possible in order to prevent localized load sustained by vessel shell.

...

...

...

Anchors, braces, hinges, and similar parts shall be so designed to discharge water via parts attached to vessels. Prevent cavities and gaps that can hold liquid and cause corrosion.

6 Internal structures

Internal structures shall be so designed to not be damaged during operation and should be positioned at the top of supporting structures instead of being suspended on supporting structures. Such supporting structures and elements shall be made of materials resistant to corrosion in working environment or be outfitted with corrosion allowance where applicable.

In respect of easily replaceable structures, corrosion allowance is not as necessary as it is for pressure vessels.

7 Common connection method

Hinges, clamps, or supporting structures of elements, linings, insulation, operating equipment, and pipes can be attached to pressure vessels internally or externally as long as calculations are made to prevent excessive stress or vessel shell deformation in operating conditions.

Hinges, clamps, or supporting structures welded onto vessel shell shall have sufficient dimensions to prevent excessive stress and should not be greater than twice the vessel shell thickness.

Load-bearing welded joints shall only be used for non-load bearing elements attached to pressure structures and in accordance with agreement between relevant parties.

Welded parts shall be designed if they sustain pressure and shall be joined by continuous welded joints.

...

...

...

All pressure vessels (except those that are not required to be outfitted with inspection openings) shall be outfitted with appropriate inspection openings to allow visual inspection and cleaning of internal surfaces. When necessary, equipment must be able to be brought inside the vessels.

Inspection openings shall be so designed to allow people to enter easily and safely and allow evacuation.

8.1 Pressure vessels where inspection openings are not required

 Inspection openings of pressure vessels are not required where:

(1) The pressure vessels are so designed, manufactured, and installed that they can be dismantled easily for visual inspection and thorough cleaning of surfaces susceptible to stress; or

(2) The pressure vessels are so designed and used that visual inspection is not feasible and alternative solutions are adopted to assess level of damage.

8.2 Access openings for vessels containing unsafe gas

Vessels containing unsafe gas such as dirty gas or oxygen-starved gas and requiring human access shall be outfitted with at least one access opening of which minimum dimensions are as follows:

(1) For stationary vessels - 450 mm x 400 mm (ellipse) or 450 mm (circle);

...

...

...

Note: Instruments assisting access or exit of pressure vessels must be easily operable (without being obstructed). Where dirty gas or work performed in pressure vessels requires electric pathway or hoses or ventilation ducts or similar lines through inspection opening, a second inspection opening should be taken into consideration.

8.3 Opening dimension

Recommended dimensions of inspection openings are prescribed under Schedule 1.

Schedule 1. Dimensions of inspection openings

 All dimensions in millimeters (mm)

Type

Circular opening
(diameter)

Elliptical opening

(major axis x minor axis)

...

...

...

Viewport

30

40

50

-

-

-

30

40

...

...

...

Handhole

75

100

125

150

200

90  63

115  90

150  100

...

...

...

225  180

50

50

63

75

100

Manway

Maximum = 300

Minimum = 290

...

...

...

Minimum = 310 210

100

Access opening ^(2)

400

450

500

400300

450400

-

...

...

...

245

300

NOTE:

(1) Depth of opening refers to the minimum distance from the exterior of the opening to the interior of the opening. Depth of opening can be determined via interpolation. Greater depth shall only be permitted if depth value in the schedule above is not feasible

(2) Access opening that is 400 mm x 300 mm (for elliptical opening) or 400 mm (for circular opening) is only allowed if openings of greater dimensions are not feasible and if limits below are complied with:

(a) Vessels containing gas, water, vapor or other types shall not contain toxic contents as of the time in which people enter the vessels;

(b) For stationary vessels, vessel diameter must not be greater than 1530 mm;

(c) For horizontal vessels with elliptical access opening, major axis of the ellipse shall be horizontal;

(d) For vertical vessels, access openings shall be at a height of 700 to 900 mm from surface on which vessels are located or from working platforms and major axis of the ellipse shall be horizontal.

...

...

...

Legs of mobile vessels shall be so designed to withstand appropriate forces and satisfy requirements below:

(1) Vessels, via elements capable of withstanding stress in the entirety or part of vessels and used as an alternative to frame, must be supported by external continuous brackets over a minimum arc of 120^o on the vessel circumference or supported by other means that have been proven to have equivalent collision or fatigue resistance capability.

(2) Vessels that are manufactured with vehicle chassis or not directly welded onto vehicle chassis shall be firmly anchored onto vehicle chassis by bolts or instruments of similar functionalities. In addition, appropriate anchors or wedges shall be installed on chassis or vessels (or both) in order to prevent displacement between the two when vehicles stop, start, or turn. Instruments for bracing pressure vessels shall safely and firmly anchor vessels onto vehicles without causing excessive stress to the vessels.

(3) Load must be distributed along median plane of the vessels and assumed to be distributed evenly.

10 Reinforcement plate

Brackets of pressure vessels and points where vessels are anchored from should be strengthened by reinforcement plates of the same materials as the vessel shell.

Reinforcement plates must:

(1) have thickness not exceeding 1,5 times the thickness of vessel shell or bottom and not lower than 5 mm (thickness of toe of welded joints between reinforcement plates and vessel shell must not be greater than that of vessel shell);

(2) have width at least equal to 4 times the thickness of the plates in each direction from the toes of welded joints of brackets;

...

...

...

(4) have inspection opening drilled or prepared prior to being installed on pressure vessels then filled to prevent moisture from infiltrating;

(5) be joined to pressure vessels by fillet weld;

(6) be so designed that joints between accessories and reinforcement plates then later the reinforcement plates can fail without damaging vessel shell or bottom; and

(7) be positioned far away from primary welded joints of the vessels.

11 Lifting lug

Lifting lugs of mobile vessels shall be so designed that the vessels can be lifted safely. Each lifting lug of mobile vessels shall be so designed to withstand static force any direction that equals twice the force of vessel weight and its contents.

12 Pressure relief valve

Pressure relief valves shall be able to isolate pressure vessels entirely in case of accidents or fire and compliant with relevant applied standards. Pressure relief valves shall be so positioned that they are not damaged by vessel rollover.

IV Design and manufacturing of safety devices and accessories of pressure vessels of motorized road vehicles

...

...

...

Each pressure vessel shall be outfitted with safety devices and other accessories in accordance with this Chapter.

Quantity, dimensions, type, position, and functionalities of protective devices and other accessories required by this document and for safe operation of vessels must be agreed upon by relevant parties.

Design and manufacturing technology of protective devices and other accessories must allow these equipment to perform their required functionalities in expected operating conditions.

2 Requirements for vessels outfitted with pressure relief devices

2.1 General requirements

Pressure vessels shall be protected by at least one pressure relief devices. Each compartment or part of pressure vessels consisting of multiple compartments shall be considered separate vessels and be appropriately connected to pressure relief devices unless these vessel parts are connected to one another.

Each pressure vessel shall be protected by pressure relief devices which prevent pressure from exceeding 110% design pressure of the vessels except for cases below:

(1) Where multiple pressure relief devices are installed, they must be able to prevent internal pressure from exceeding 116% of design pressure as long as pressure relief devices with a lower configuration are capable of eliminating conditions that lead to pressure increase determined during normal operation;

(2) Where overpressure occurs due to contact with fire or other heat sources, pressure relief devices must satisfy “Pressure relief in fire condition”;

...

...

...

2.2. Pressure relief in fire condition

Where a risk is present as a result of pressure vessels are exposed to fire or other similar unwanted heat sources, pressure relief devices must be capable of preventing internal pressure from exceeding 121% the design pressure of vessels.

2.3 Liquid-filled vessels

Where active pressure vessels are filled with liquid, they must be outfitted with liquid safety relief valves unless other measures are adopted to prevent overpressure.

2.4 Connected vessels and compartments

Vessels or compartments therein that are connected to one another in the same system via pipes with appropriate volume can be considered a pressure vessel for the purpose of determining quantity and flow rate of pressure relief devices as long as valves are so installed that they do not isolate any vessel from coverage of pressure relief devices unless such vessel is discharged directly to ambient.

2.5 Lethal solutions and other special solutions

Given special working conditions and agreement between relevant parties, pressure vessels containing lethal solutions or other special solutions can be exempted from requirements under this part.

3 Types of pressure relief devices

...

...

...

3.1 Pressure relief valves:

Safety valves or relief valves according to definitions under (1) or (2):

(1) Safety valves are valves that automatically discharge solutions to the atmosphere in order to prevent internal pressure from exceeding a determined limit. These valves are commonly used for solutions that can be compressed where pressure relief must be quick. These valves are activated by static pressure of the valves. These valves can be referred to as pressure relief valves if they are suitable for use as safety valves or relief valves, depending on application.

(2) Relief valves are valves that automatically discharge solutions to the atmosphere or pressure relief system in order to prevent internal pressure from exceeding determined limit. They shall be prioritized for incompressible solutions (such as fluids). These valves are activated by static pressure of the valves.

Valves in (1) and (2) shall be so designed that they are automatically closed once normal operating conditions are restored.

3.2 Non-reclosing pressure relief devices

Operating elements of these pressure relief devices are either a disc or a partition and usually of metal, initially block discharge of pressure vessels, and are activated at a determined pressure to discharge the solutions. These relief devices do not automatically close.

Non-reclosing pressure relief devices include spring-actuated pin devices and other non-reclosing relief valves.

3.3 Ventilation system

...

...

...

4 Safety valves

Other safety valves that are more appropriate in protecting pressure vessels against overpressure or other non-reclosing relief devices can be used according to agreement.

Safety valve must be spring loaded. Counterweight safety valves are allowed for use in stationary vessels according to special agreement between relevant parties. Dead-weight and lever safety valves are not allowed.

Control via automatic valve control or other indirect control must not be parts of the relevant relief valve system and contribute towards the required discharge flow rate, unless:

(1) This design is approved by persons placing order and inspecting persons;

(2) Discharged solutions are clean gas;

(3) Main valves are so designed to automatically activate at a pressure that is not higher than the determined pressure and relieve all pressure if some essential parts of automatic system or auxiliary equipment are not functioning or complete valves are so designed to achieve reliability of the aforementioned system type.

In respect of toxic or combustible liquid, relief and safety valves shall satisfy airtightness requirements.

5 Vacuum relief devices

...

...

...

Volume and configuration of vacuum relief devices must be appropriate to deliver the necessary level of gas flow in order to keep absolute pressure at or above the pressure value which vessels are designed for.

Vacuum relief devices shall be so installed in a similar manner to pressure relief devices with appropriate adjustments made to conform to vacuum conditions.

Special concerns to design and installation of air feed of the devices must be taken in order to prevent blockage possibility.

6 Fusible plugs

6.1 Definitions

Fusible plugs are active parts in form of a plugs made of materials with appropriately low melting points (usually alloy) which usually block discharge outlets in normal conditions and will melt at determined temperature in order to discharge contained solutions and relieve pressure.

6.2 Application

As long as relevant parties enter into an agreement, one or multiple fusible plugs can be used in place of pressure relief devices only for special application such as to protect in case of fire around vessels that have been isolated from safety valves and conditions below:

(1) Pressure relief devices shall be required to protect vessels from fire or other external unwanted heat sources;

...

...

...

(3) Vessel contents are not toxic and not combustible, water volume in vessels does not exceed 500 liters or vessel contents are toxic and combustible, water volume in vessels does not exceed 500 liters;

(4) These plugs are compliant with requirements of this part.

In special cases and under agreement between relevant parities, soldering or brazing joints at appropriate melting points can be used in place of fusible plugs.

6.3 Required melting point

Fusible plugs shall melt at its highest possible temperature (which equals designated melting point plus 3 ^oC) which must not be greater than the temperature at which internal pressure reaches 120% the design pressure of pressure vessels.

In respect of pressure vessels containing liquefied gases that are combustible or toxic at ambient, designated melting point shall comply with requirements above and shall not be lower than 5 ^oC above the temperature used as the basis of design pressure.

In respect of vessels containing permanent gas (usually in gas form) in ambient temperature, melting point shall not be greater than 80 ^oC and shall not be lower than 70 ^oC.

6.4 Installation

Fusible plugs shall be connected to gas storage compartment and locations where temperature of vessels and contents of vessels is the highest.

...

...

...

Installation shall comply with this chapter if vessels are installed in a manner that allows buildup of gases which, when discharged, cause harm such as toxic gas, combustible gas, or carbon dioxide, discharge via fusible plugs should be directed by pipes to outside air. Pipe connection must be so implemented to minimize effect on melting temperature of the plugs.

7 Manometer

7.1 Depending on requirements of each type of pressure vessel, manometer shall be installed for the vessels.

7.2 Manometer shall conform to applicable regulations. Stationary vessels shall be outfitted with bourdon manometer and mobile vessels shall be outfitted with diaphragm manometer.

7.3 Nominal dimensions shall not be lower than 75 mm in diameter. Where vessel diameter is lower than 380 mm, manometer of which diameter is 50 mm can be used if relevant parties allow.

7.4 Working pressure shall be within a third of measurement range of the manometer and the red line marks working pressure. Where manometer is outfitted with wet leg between the manometer and pressure vessels, the compensating amount shall be marked on measurement interface. Shut-off valves shall be installed between pressure vessels and manometer in order to accommodate manometer replacement if deactivation of pressure vessels is not feasible.

7.5 Manometer must be visible from position where operators regulate pressure of pressure vessels or outfitted with lids that can be uncovered quickly and installed to equipment such as siphons to prevent overheating from affecting working components of manometer.

8 Liquid level gauge

8.1 General provisions

...

...

...

8.2 Glass tubular level indicator

Glass tubular level indicator and pipes shall be so designed to accommodate cleaning equipment.

They shall be appropriately protected against destruction and reasonably shielded to prevent injuries to operators in case of damage.

Glass tubular level indicators must not be used for toxic or lethal solutions or portable vessels.

9 Non-reclosing pressure relief devices

These devices shall:

(1) be open entirely at configuration pressure; and

(2) have tolerance of configuration pressure of ±5%; and

(3) operate within temperature range of -30 oC to 150 ^oC if pin devices are installed; and

...

...

...

10 Water drainage

10.1 Drainage devices

Unless otherwise stipulated in relevant applied standards, calculation must be made relating to total drainage of pressure vessels of which contained solutions may or may not contain solutions that are corrosive to the vessels such as liquid in compressed gas tanks or toxic or combustible solutions.

As a result, appropriate drainage devices shall be located at the lowest part of pressure vessels with a complete shut-off valve. Dimensions of this valve shall be 20 mm or higher or, in special situations, not lower than 10 mm.

10.2. Discharge

Where relief valves are required to discharge toxic or combustible substances, discharge pipes shall be connected to the valves and lead to safe locations.

Such discharge shall be implemented in a way that prevents danger to humans or destruction of equipment and environment and allows observation of the discharge.

11 Ventilation

Auxiliary equipment shall be provided to ventilate from the highest part of pressure vessels during hydraulic test.

...

...

...

12. Installation of pressure relief devices

12.1 Non-reclosing safety valves and devices

Non-reclosing safety valves and devices shall be connected to pressure vessels at vapor space above contained liquid or on pipes connected to vapor space in protected vessels.

Safety valves shall be connected to vertical valve shafts and directed upward. Other orientations of shaft are permissible in respect of valves of which outlet diameter does not exceed 32 mm as long as installation complies with recommendation of valve manufacturers. Pressure vessels containing viscous liquid, safety valves shall be so installed that contact with the liquid does not significantly affect functionality of the valves.

12.2 Discharge valves

Discharge valves of which operation involves liquid shall be connected at below normal liquid level.

12.3 Inlet connection

Connection between discharge devices and pressure vessels shall be as short as possible. Area of discharge outlet must at least equal that of inlet of discharge devices and discharge flow rate of discharge devices must not be lower than the required flow rate of pressure vessels. Where discharge devices are not connected to pressure vessels, pressure drop between vessels and discharge outlets of discharge devices shall be calculated and shall not be greater than 3% configuration pressure based on actual flow rate of pressures as long as the devices are capable of preventing rapid opening and closing.

Openings on vessel shell shall be so designed to provide direct and continuous flow between vessels and pressure relief devices. Where edges of inlets are rounded, pressure drop will be lessened.

...

...

...

Inlet connection shall be so arranged to prevent build-up of impurities or liquid at inlets of discharge devices and turbulent flow.

No other connection is allowed between pressure vessels and discharge devices thereof (except connections that do not contribute to flow rate such as connection of manometer).

13 Pressure calibration of safety valves

Calibration of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed:

- Plv + 0,5 bar - If working pressure is at most 3 bar.

- Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar.

- Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar.

- In respect of pressure vessels containing LPG, configuration pressure of safety valves shall equal design pressure.

14 Protection against overheating

...

...

...

These safety devices shall be independent, complimentary to single control devices, reliable in design, and agreed upon by relevant parties.

Where multiple pressure relief devices are incapable of protecting pressure vessels from overheating in case of fire, pressure relief system shall be taken into consideration at important areas in order to prevent explosion of pressure vessels containing combustible gas or lethal gas; or sprinkler system or other fire suppression system capable of controlling vessel shall be taken into consideration.

15 Valve and accessory protection

15.1 Location of inspection and maintenance

Pressure relief devices, other safety devices, and important accessories of pressure vessels shall be so arranged and installed that they can be accessed easily for operation, inspection, maintenance, and removal.

15.2 Anti-tampering protection

Where setting configuration or other adjustment is done on the outside of safety devices, such adjustment must be locked or sealed (with lead seal), unless otherwise agreed upon by relevant parties.

These devices and accessories must be so installed and protected that they cannot be easily nullified or intervened and are protected against dust, water, foreign objects, or toxic materials at outlets of valves.

Devices shall be protected and so arranged to prevent frost due to inactivity.

...

...

...

All safety valves and accessories of pressure vessels shall be so arranged, if possible, to provide maximum protection against destruction due to accidents.

V Testing and inspection of pressure vessels of motorized road vehicles

A Test and examination of pressure vessels in manufacturing

1 General provisions

Pressure vessels shall be examined and tested prior to factory release. Examination and test shall be conducted by competent testing facilities.

2 Hydraulic test

2.1 General provisions

2.1.1 Each pressure vessel shall, prior to factory release, must undergo hydraulic test in accordance with this Article unless the vessel undergoes certified hydraulic or compressed gas test under this Chapter.

2.1.2 Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for hydraulic test purpose.

...

...

...

2.1.4 Solutions shall be taken to prevent hydraulic test process from affecting or damaging automatic protection devices and measuring instruments. If the aforementioned solutions are not feasible, devices must be isolated or removed for separate testing.

2.1.5 Test solutions and temperature thereof, test pressure, duration of sustained pressure shall conform to regulations and standards applied in design, manufacturing, or use. Where test pressure stipulated by manufacturing facilities is higher, stipulation of manufacturing facilities shall prevail.

2.1.6 Where hydraulic test is not feasible due to stress to foundation, drainage difficulty, internal lining that prevents water access, hydraulic test can be replaced by gas pressure test (using air or inert gases) and airtightness test using soap solution or other methods. Appropriate safety measures are adopted during test.

2.2 Test pressure

Where applied standards and regulations do not stipulate test pressure, hydraulic test pressure for factory release purpose shall be compliant with Schedule 2.

Schedule 2. Hydraulic test pressure

Design pressure (bar)

Hydraulic test pressure (bar)

P_tk  5

...

...

...

P_tk > 5

1,5 P_tk but not lower than 10

Cast pressure vessels and canisters not dependent on pressure

1,5 P_tk but not lower than 5

2.2.1 Pressure vessels consisting of multiple compartments (including double-walled vessels)

Where pressure vessels consist of more than one pressure compartments, each compartment must undergo hydraulic test at test pressure or in vacuum accordingly where no pressure is present in adjacent chambers.

2.2.2 Cast iron and ductile cast iron pressure vessels

Test pressure for cast iron and ductile cast iron pressure vessels shall be:

(1) 2,0 times the design pressure if design pressure exceeds 2,1 bar; or

...

...

...

2.2.3 Coated pressure vessel

Pressure vessels that are galvanized, plated, coated with paint, glazed, covered in rubber or similar materials shall undergo hydraulic test in accordance with requirement of this Chapter before coating layers are applied. Where coating layers have been applied, depending on agreement between the parties, coated pressure vessels can undergo hydraulic test under an appropriate test pressure which does not exceed the initial test pressure in order to verify integrity of the coating layers.

2.3 On-site test

At request of inspecting persons, finished pressure vessels shall undergo hydraulic test at the scene after they have been installed and adequately welded at a test pressure agreed upon by relevant parties and not lower than 1,25 times the design pressure.

Primary parts must undergo tests compliant with requirements under this document.

2.4 Tests following repair of welded joints

Where repair or revision related to welding on pressure vessels that have undergone hydraulic test has been conducted such as:

(1) Work related to re-welding a part of primary welded joints of pressure vessel shell or bottom;

(2) Work related to re-welding attachment accessories;

...

...

...

(4) Work related to welding of pressure parts of carbon steel, carbon-manganese, and alloy vessels if minimum working temperature is 30 ^oC or lower than minimum design temperature of the materials.

Hydraulic tests of these pressure vessels must be repeated at standard hydraulic test pressure in special situations or after repair without compromising vessel safety. These hydraulic test can be exempted via agreement between relevant parties.

Where hydraulic tests are not conducted, welded joints shall undergo NDT, examination, or leak test.

2.5. Hydraulic test procedures and requirements

Load test solutions and slowly increase pressure to prevent sudden expansion which damages pressure vessels; maintain test pressure for 5 minutes and do not tap with hammer. Monitor and detect any deformation, crack in hydraulic test.

Reduce test pressure to nominal pressure gradually and maintain at this pressure throughout inspection process. Tap suspicious positions using test hammer and gradually reduce pressure to 0; rectify any defect (if any) and re-examine implemented rectifications.

Test using water below 50 ^oC and not lower than ambient temperature by more than 5 ^oC.

2.6 Result report

All test results must be submitted to registration authority.

...

...

...

Design pressure of pressure vessels or calculated pressure of vessel parts of which strength cannot be calculated with desirable accuracy must be established in accordance with other requirements of this Article.

Tests described under this Article can be use solely for establishing calculated pressure of vessel parts where thickness cannot be determined by design requirements hereunder.

4 Compressed gas test

4.1 General provisions

Compressed gas test shall only be conducted to pressure vessels of which work involves toxic or combustible solutions and pressure vessels inside of which specialized equipment is installed that renders water test or internal test not feasible.

4.2 Test pressure

Unless otherwise agreed upon by relevant parties, test pressure shall equal 1,25 times the design pressure or equal working pressure.

Vessels must be able to withstand test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods.

5 Explosive test

...

...

...

6 Non-destructive testing

All parts and welded joints of pressure vessels shall be examined via NDT in accordance with requirements corresponding to each type of pressure vessels.

Test shall be conducted by competent technicians and testing facilities.

B Inspection of active pressure vessels

1. General provisions

1.1 Pressure vessels for cargo transportation installed on motorized road vehicles, pressure vessels containing gas, liquefied gas used as fuel of motorized road vehicles must be inspected (examined and tested) during active use as per the law in order to ensure that the pressure vessels are always in safe working conditions.

1.2 Prior to inspection of pressure vessels, equipment owners must notify inspecting persons about all damage, change, repair, and replacement implemented since the previous inspection.

1.3 Welding and repair welding directly on vessel shell or parts shall not be allowed where the vessels are under working pressure.

1.4 Where internal inspection is not feasible due to vessel structures, internal pressure can be replaced by hydraulic test at stipulated test pressure at which point parts are examined if possible.

...

...

...

1.6 Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for test purpose.

1.7 During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed.

2 External and internal inspection

During external and internal inspection of pressure devices, pay attention to:

(1) Cracks, fissures, dents, bulges, rusts, etc. on device shell;

(2) Measuring and safety devices and equipment that do not satisfy quantity or quality regulations;

(3) Fastened elements that are corroded, damaged connections and insulations;

(4) Where internal or external protective layer is damaged, the protective layer must be partially or entirely dismantled so as to thoroughly examine the damage.

3 Pressure test (hydraulic test)

...

...

...

3.1 In respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC, test pressure is compliant with Schedule 3.

3.2 In respect of glazed pressure vessels, test pressure shall be compliant with regulations of manufacturers and shall not be lower than P_lv.

3.3 In respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is from exceeding 200 ^oC to 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 1,5 P_lv.

3.4 In respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 2 P_lv.

3.5 Where water test is not feasible due to structural characteristics of pressure vessels or drainage is not possible, tests using compressed air is allowed as an alternative.

Schedule 3. Test pressure

Type of pressure vessel

Permissible working pressure p_lv (bar)

Hydraulic test pressure

...

...

...

Pressure vessel (other than cast vessels)

P_lv ≤ 5

1,5 P_lv and not lower than 2

Pressure vessel (other than cast vessels)

P_lv > 5

1,25 P_lv and not lower than P_lv + 3

Cast vessels and canisters

Regardless of pressure

1,5 P_lv and not lower than 3

...

...

...

4 Calibration of safety and measuring instruments

4.1 Safety and measuring instruments (valves, manometers) installed on pressure vessels shall be required to satisfy metrology requirements, inspected and calibrated in accordance with metrology laws.

4.2 Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities.

5 Airtight test

5.1 Airtight test shall only be conduced if pressure vessel operates in presence of toxic, combustible substances and pressure vessels are internally outfitted with specialized equipment or internal inspection or water pressure test is not feasible due to structural characteristics.

5.2 Pressure, solutions, and duration of sustained pressures are provided under Schedule 4.

5.3 Vessels must be able to withstand sustained test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods.

Schedule 4. Pressure, solution, and duration of sustained pressure

Type of pressure vessel

...

...

...

Test solutions

Pressure vessel of all types

P_lv

Air or inert gases

Pressure vessels containing LPG

7,5

Air or inert gases

P_lv - Working pressure.

6 Inspection interval of pressure vessels

...

...

...

+ External and internal inspection: once every 3 years.

+ External, internal inspection and hydraulic test: once every 6 years.

+ Operational inspection: once every year.

+ External and internal inspection (of pressure vessels containing metal-corroding solutions such as chlorine, sulfur, hydrogen, etc.): at least once every 2 years.

+ Where inspection interval differs from the regulations above due to specific characteristics of pressure vessels, inspection interval specific to the pressure vessels shall prevail or shorter inspection interval prescribed by manufacturing facilities shall prevail.

6.2 Interval of operational inspection shall be once per year for pressure vessels. Operational inspection shall be conducted by using facilities or hired experts or competent agencies if using facilities are in capable of conducting the inspection. Inspection results must be recorded in writing then stored in management dossiers of facilities.

6.3 Inspection interval of pressure vessels installed on motorized road vehicles shall not be longer than that under 6.1 of this Chapter. Inspection of pressure vessels installed on motorized road vehicles shall be conducted at the same time as inspection of the motorized road vehicles.

7 Irregular inspection:

Pressure vessels shall undergo irregular inspection if:

...

...

...

7.2 The pressure vessels are renovated or relocated;

7.3 Dents or bulges are reshaped or repair work is done in a manner that involves re-welding of primary parts of the pressure vessels;

7.4 Before internal protective linings of pressure vessels are installed;

7.5 Owners or registration authorities suspect technical conditions of the pressure vessels.

C Test and inspection of imported pressure vessels

1 General provisions

Pressure devices used on imported motorized road vehicles shall be examined and certified by Vietnam Register or agencies, organizations authorized by Vietnam Register in accordance with this document.

2 Inspection and test

2.1 New pressure devices imported in batches of the same type shall undergo inspection and test where one device is retrieved at random from a batch of same type equipment for inspection under 2.1.1 through 2.1.3 of this part.

...

...

...

2.1.2 Inspection of exterior, thickness, dimensions, quality of welded connection

2.1.3 Operational test (for pressure devices on vehicles).

2.2 Used pressure devices imported in batches of the same type shall undergo inspection and test under 2.1.1 through 2.1.3 of this part individually.

CHAPTER 3 PRESSURE VESSELS OF RAILWAY VEHICLES

I General provisions

1 Pressure vessels on railway vehicles shall undergo inspection and hydraulic test in manufacturing and use as per the law in order to maintain safety. This provision does not apply to vessels of which volume is below 25 liters and the product of volume (liter) and pressure (bar) is not greater than 200 (P x V ≤ 200).

2 Inspection and test shall conform to procedures appropriate to inspection cycle applicable to the vehicles.

3 In respect of manufactured or assembled pressure vessels, vehicle owners shall conduct NDT and hydraulic test before requesting inspecting agencies to conduct other tests if needed.

4 In respect of active pressure vessels, vehicle owners must inform inspecting personnel about damage, changes, repair, or replacement since the previous inspection.

...

...

...

6 During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed.

7 Do not weld or repair directly on vessel shell or parts where the vessels are containing gas.

II Regulation on design and manufacturing

 Pressure vessels designed and manufactured for use by railway vehicles shall satisfy design and manufacturing requirements under TCVN 8366:2010.

III Regulation on inspection

1 Import inspection

a) Inspect import dossiers.

b) Inspect exterior, thickness, dimensions, quality of welded connection

c) Conduct operational test (for pressure devices on vehicles).

...

...

...

2.1 Inspection of manufacturing documents

+ Design dossiers inspected by competent authorities.

+ Certificate of manufacturing materials.

+ Pressure welder certificate of competency.

+ Reports on inspection results of manufacturing facilities.

+ Reports on NDT results.

2.2 External and internal inspection

+ Vessel labels must be clear; dimensions, label, and specifications of equipment shall be compliant with regulations in the appendix.

+ All connections must be firmly fastened. ­­­

...

...

...

2.3 Inspection of technical specifications

 + Materials and dimensions shall conform to design regulations.

2.4 Hydraulic test

(1) Test pressure for factory release test is provided under Schedule 5.

Schedule 5. Hydraulic test pressure for factory release

Design pressure (bar)

Hydraulic test pressure (bar)

P_tk ≤ 5

2 P_tk but not lower than 2

...

...

...

1,5 P_tk but not lower than 10

Cast pressure vessels and canisters not dependent on pressure

1,5 P_tk but not lower than 5

(2) Duration of sustained test pressure:

+ 10 minutes: For pressure vessels of which shell thickness is at most 50 mm;

(3) A pressure vessel passes the hydraulic test if:

+ There is no crack;

+ Water vapor or leak is not occurring in connections

+ There are no deformations;

...

...

...

3 Inspection during use

3.1 Inspection interval:

+ External and internal inspection: once every 3 years.

+ External, internal inspection and hydraulic test: once every 6 years.

+ Operational inspection: once every year.

+ External and internal inspection (of pressure vessels containing metal-corroding solutions such as chlorine, sulfur, hydrogen, etc.): at least once every 2 years.

Note: Where internal inspection is not feasible due to structural characteristics, internal inspection can be replaced by hydraulic test where test pressure complies with prescribed test pressure and examination of parts that can be examined.

3.2 Interval of operational inspection shall be once per year for pressure vessels. Operational inspection shall be conducted by using facilities or hired experts or competent agencies if using facilities are in capable of conducting the inspection. Inspection results must be recorded in writing then stored in management dossiers of facilities.

3.3 Inspection interval of pressure vessels installed on railway vehicles shall not be longer than that under 3.1 of this Chapter. Inspection of pressure vessels installed on railway vehicles shall be conducted at the same time as inspection of the railway vehicles.

...

...

...

(1) Inspection of technical dossiers.

(2) Inspection of exterior:

+ Label of pressure vessels must be clear and law-compliant.

+ Vessel shell must not have cracks, fissures, dents, bulges.

+ Welded and riveted connections must not leak.

+ All connections must be firmly fastened. ­­­

(3) Inspection of thickness and dimensions.

+ Length is not lower than the permissible limit in design dossiers.

+ Dimensions shall be compliant with technical dossiers.

...

...

...

+ In respect of pressure vessels of which working temperature is at most 200 ^oC, test pressure is provided under Schedule 6.

Schedule 6. Hydraulic test pressure during use

Type of pressure vessel

Permissible working pressure (bar)

Hydraulic test pressure (bar)

Vessels, tanks, or containers (except cast vessels)

P_lv < 5

1,5 P_lv and not lower than 2

Vessels, tanks, or containers (except cast vessels)

...

...

...

1,25 P_lv and not lower than P_lv+ 3

Cast vessels and cylinders

Regardless of pressure

1,5 P_lv and not lower than 3

+ In respect of glazed pressure vessels, hydraulic test pressure shall be compliant with regulations of manufacturers and not lower than permissible working pressure.

+ In respect of pressure vessels of which working temperature is from exceeding 200 ^oC to 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 1,5 P_lv.

+ In respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC, test pressure shall not be lower than 2 P_lv.

(5) Duration of sustained test pressure:

Pressure vessels shall be able to withstand sustained test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to and maintained at working pressure throughout inspection process.

...

...

...

+ There is no crack;

+ Water vapor or leak is not occurring in connections

+ There are no deformations.

IV Regulation on calibration of safety and measuring devices

1 Safety and measuring instruments (valves, manometers) installed on pressure vessels shall be required to satisfy metrology requirements, inspected and calibrated in accordance with metrology laws.

 Calibration of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed:

- Plv + 0,5 bar - If working pressure is at most 3 bar.

- Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar.

- Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar.

...

...

...

2 Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities.

CHAPTER 4 PRESSURE VESSELS OF OFFSHORE PETROLEUM INSTALLATIONS

I GENERAL PROVISIONS

1. Pressure vessels installed on offshore petroleum installations shall be so designed, manufactured, modified, repaired, and examined in operation in accordance with requirements under this Chapter or other standards compliant with international standards. Tests shall be conducted by testing facilities.

II REQUIREMENT FOR DESIGN AND MANUFACTURING

1. Pressure vessels installed on offshore petroleum installations shall satisfy design and manufacturing requirements under TCVN 8366.

2. Drawings and documents submitted for inspection

2.1. Drawings (with specified type and dimensions of materials):

(a) General layout;

...

...

...

(c) Arrangement of pressure relief devices;

(d) Washers and openings for part installation;

(e) Other drawings deemed necessary by Vietnam Register.

2.2. Documents:

(a) Presentation of primary characteristics;

(b) Welding technical characteristics (procedures, materials, conditions);

(c) Other documents deemed necessary by the Vietnam Register.

III INSPECTION IN USE, REPAIR, AND MODIFICATION

1 Preparation for inspection

...

...

...

 Safety warnings must be installed during maintenance and inspection of pressure vessels as certain technology solutions are toxic to human health. In addition, pressure vessels are enclosed spaces and persons conducting work inside vessels are exposed to risks . Safety regulations and procedures must be adhered to upon entering pressure vessels.

1.2 Type and interval inspection

1.2.1 Types of inspection

1.2.1.1 Import inspection

1.2.1.2 Time-based inspection

1) Inspection during installation;

2) Inspection of exterior;

3) Inspection of interior;

4) Irregular inspection.

...

...

...

1) Annual assessment;

2) Inspection based on results of RBI program.

1.2.2 Inspection interval

1.2.2.1 It is possible to utilize RBI assessment in order to determine appropriate interval for internal inspection, external inspection, operational inspection, inspection and test of pressure relief devices.

1.2.2.2 With the exception of vessels inspected under RBI, the following inspection interval shall be applied:

1) External inspection: once every year;

2) External and internal inspection: once every 5 years.

1.3 Equipment

All instruments, equipment, personal protective equipment that are used in working with pressure vessels (inspection, NDT, pressure test, repair, modification) must be inspected before use. NDT equipment and equipment of repairing organizations must satisfy safety requirements of equipment owners applicable to electrical equipment. Other equipment that may be necessary for working with pressure vessels such as shingles, scaffolding, and ladders must be inspected before use. Personal protective equipment must be worn if required by regulations, construction site owners/users, or repairing organizations.

...

...

...

Before conducting inspection and maintenance work (NDT, pressure test, repair, or modification), relevant personnel must obtain permission to work in adjacent areas (inside or outside) granted by individuals responsible for operation of pressure vessels. Where people are inside vessels, all other people working around the vessels must be notified about presence of personnel in the vessels. Individuals working inside vessels must be notified about any work to be conducted inside or outside of the vessels when they are inside the vessels.

1.5 Entering pressure vessels

A pressure vessel shall be isolated from all sources of liquid, gas, vapor, radiation, and electricity before people are allowed to enter the pressure vessel. The vessel must be flushed, cleaned, clear, ventilated, and tested internally before people are allowed to enter. Procedures for ensuring continuity of risk prevention and safety ventilation in order to ensure safe egress/personal risk must be clear and understood by anyone entering the vessel. Such preventive documents are mandatory before access to pressure vessel is granted. Individuals must obtain permission from individuals responsible for operation of the vessels before entering. If needed, personal protective equipment such as eye protection, respiratory protection, and protection for other body parts are required to provide protection against possible risks in the vessels. All safety procedures for entering pressure vessels required by local administrative divisions and applicable legal provisions must be adhered to. Inspecting personnel have the responsibility to ensure that all safety procedures, regulations, and permission to enter confined spaces must be adhered to before access to pressure vessels is conducted. Inspecting personnel must seek assistance in ensuring that all vessel connections that may endanger people inside the vessels during inspection must be shut off or reasonably sealed.

1.6 Dossier consideration

Prior to any inspection required by this Chapter, inspecting personnel must examine background information of the vessels. Previous inspection, repair results, current inspection plans, technical calculations and/or similar inspections must be taken into consideration.

2 Import inspection

a) Inspect import dossiers.

b) Inspect exterior, measure thickness, dimensions, quality of welded connections when necessary.

c) Conduct operational test (for pressure devices on vehicles).

...

...

...

3.1 General provisions

 RBI can be utilized to determine interval, type, and scope of inspection/examination during operation. RBI assessment identifies risks by combining probabilities and consequences of vessel damage. Where equipment owners choose RBI assessment, systemic assessment of both damage probabilities and consequences shall be compliant with API 581.

3.2 Probability assessment

3.2.1 Probability assessment relies on possible damage models that can be assumed to affect pressure vessels in any actual operation. Mechanical damage includes: loss of metal inside or outside due to localized or uniform corrosion, cracks, damage caused by metallurgy, corrosion, fatigue, brittleness, creep.

3.2.2 In addition, effectiveness of inspection, pressure vessels, and employed methods for detecting possible mechanical defects shall be evaluated. Other factors taken into consideration in probability assessment include:

(1) Suitability of manufacturing materials;

(2) Vessel design conditions, related to operating conditions;

(3) Conformity of applied manufacturing code and standards;

(4) Effectiveness of corrosion control program;

...

...

...

(6) Requirements pertaining to structure and pressure maintenance; and

(7) Operating conditions, past and planned.

Vessel damage parameters are important information for the purpose of this assessment.

3.3 Consequence assessment

3.3.1 Consequences of leak depend on type and quantity of technology fluid in pressure vessels. Consequence assessment covers potential accidents caused by leak of fluid, magnitude of leak, and type of potential leak (including explosive substances, combustible substances, discharge of toxic substances).

3.3.2 Assessment also identifies potential accidents caused by leak of fluid and potentially causing: harm to health, harm to the environment, damage to pressure vessel, and wasted service life of the vessels.

3.4 Dossiers

 RBI assessment shall be documented in a manner complaint with API 580, Section 17, and clearly identifying parameters that affect probability and consequences of damage to pressure vessels. Following RBI assessment, assessment results can be used in determining vessel inspection plans and better identifying the following items:

(1) Most appropriate solutions, vessels, inspection solutions, and NDT solutions;

...

...

...

(3) Interval of external, internal, and operational inspection;

(4) Necessity of pressure test following damage, vessel repair/modification; and

 (5) Steps for preventing and limiting probability, consequences of vessel damage (such as repair, technology change, restraint).

3.5 Annual assessment

3.5.1 Annual assessment shall be conducted in order to verify that pressure vessels under sustained pressure satisfy operational requirements and objectives.

3.5.2 Annual assessment includes:

a) Review of operation;

b) Review of operational technical regulations and procedures;

c) Review of assessment, maintenance reports conducted in the year;

...

...

...

3.6 Frequency of RBI assessment

Where RBT assessment is used for determining vessel inspection interval, assessment shall be updated after each inspection in accordance with API 580, Section 15. RBI assessment must also be updated where changes to parts or technology procedures affect level of damage or mechanical damage and where unexpected damage causes mechanical damage.

4 Time-based inspection

4.1 General provisions

4.1.1 Inspection shall be conducted to determine whether all vessel elements or important parts operate safely until the next inspection. Risks related to stop, activation, and possibility of accelerated corrosion on all vessel surface due to contact with air and moisture must be evaluated if internal inspection plans are drafted.

4.1.2 Different types of inspection shall be determined on a case-by-case basis and type of pressure vessels, including:

1) Inspection during installation;

2) Inspection of interior;

3) Inspection of exterior;

...

...

...

4.1.3 Inspections shall be conducted in accordance with inspection plans appropriate to each pressure vessel. Where corrosion or other damage is found during inspection, assessment, characteristic and dimension determination shall be conducted in accordance with Section 5 of this Chapter within deviation of inspected drawings.

4.2 Inspection during installation

4.2.1 Pressure vessels shall be inspected upon their installation in order to verify that the vessels are safe for operation, are not damage during transportation. Reports on initial vessel inspection must be produced. Installation inspection must at least:

1) Verify that nameplate information conforms to data report of manufacturer and design requirements;

2) Verify that vessels are properly installed with reasonable and guaranteed supporting structures, sturdy external equipment such as ladders and platforms, adequately installed coating layers, properly connected flanges and other mechanical connections, dry and clean vessels; and

3) Verify that pressure relief devices satisfy design requirements (correct equipment with correct pressure setting) and are installed properly.

4.2.2 In case of damage, written recording must be made, recommend repair or, when necessary, conduct technical assessment in order to ensure that vessels fit for operation.

4.2.3 Internal vessel inspection is not required if dossiers (such as data report of manufacturers) guarantee that vessels conform to technical and design characteristics.

4.3 Inspection of exterior

...

...

...

4.3.2 Vessels must undergo visual examination for bulges, dents, and deformation. Where vessel deformation is suspected or observed, overall dimensions of vessels must be examined in order to determine level of deformation.

4.3.3 Inspection of stairs, ladders, platforms, walkways, and clamps.

4.3.4 Inspection of brackets, supporting structures, bolts, lanyards, hoses, grounding system.

4.3.5 Inspection of quantity and condition of auxiliary equipment such as measuring instruments, safety valves, conditions of paint and protective coating layers.

4.3.6 Inspection of localized or uniform corrosion on external metal surface of vessels.

4.3.7 In respect of vessels with external coating, the external coating must be inspected. External coating is not required to be removed if vessel shell is maintained at a low enough or high enough temperature to prevent moisture condensation. Where temperature spectrum at which vessels operate causes corrosion under the coating, CUI inspection shall be conducted in accordance with 4.8 hereof.

4.4 Inspection of vessel interior

4.4.1 Thorough examination of vessel interior must be conducted in order to detect damage. Inspection via access openings or inspection openings can serve as an alternative to internal inspection if vessel dimensions are too small to guarantee safety for entering vessels or if vessel interior can be clearly seen and reasonably examined at access openings or inspection openings.

4.4.2 The main goal of internal inspection is to detect damage that cannot be detected via regular external observation according to CMLs during vessel operation. NDT methods may be required to detect damage.

...

...

...

 Where pressure vessels are outfitted with detachable internal equipment, the equipment might have to be removed to increase the scope of vessel surface inspection when necessary. Complete dismantlement of equipment is not necessary as long as damage at inaccessible areas of the vessel due to internal equipment does not spread to accessible areas of the vessel.

4.4.4 Lining and residue in vessel

1 During inspection, lining or residue might be removed for inspection purposes if necessary. Where residues such as carbon black usually allowed on vessel surface are present, such residues must be determined that they offer reasonable protection and do not cause damage to vessel surface.

2 Internal lining (such as fire-rated materials, underlay, cushion, pait) must be examined. Where internal lining is in good condition and damage beneath the internal lining is beyond reasonable doubt, the internal lining is not required to be removed for internal inspection purpose. Where internal lining shows sign of damage, deformation, or cracks, the lining must be removed to facilitate examination of lining and surface beneath. It is possible to utilize external NDT methods to survey damage beneath lining.

4.4.5 Internal inspection can be replaced by operational inspect as long as 4.5.4 of this Chapter is satisfied.

4.5 Inspection in operational conditions

4.5.1 Inspection in operational conditions may be required according to inspection plan. Where inspection of vessel shell operation is conducted, appropriate NDT methods shall be determined in order to detect mechanical damage and relevant defects mentioned in inspection plans.

4.5.2 The inspection may involve multiple examination methods for evaluating mechanical damage related to vessel operation. Methods used in inspection shall be selected based on their ability to identify mechanical damage on the surface and their viability at operating conditions of pressure vessels (such as metal temperature). Thickness inspection described under 4.6 of this Chapter is a basic part of inspection in operational conditions.

4.5.3 NDT methods adopted for determining locations of internal damage present different limitations. Issues that may affect the limitations include:

...

...

...

(2) Type of base materials (sheet, pipe, cast);

(3) Welding materials;

(4) Hoses, reinforcement brackets, reinforcement plates;

(5) Internal accessories;

(6) Internal lining or galvanized layer;

(7) Access path and equipment temperature;

(8) Specific limitations that affect selection of NDT methods for determining mechanical damage.

4.5.4 Inspection in operational conditions can be accepted as an alternative for internal inspection if:

(1) Dimensions or shapes of access openings do not allow internal inspection;

...

...

...

(a) The rate of uniform corrosion is lower than 0,125 mm/year;

(b) Remaining service life of vessel is greater than 10 years;

(c) Corrosion properties of elements, including affect of trace elements, are determined for 5 years or more in similar or equivalent operational conditions;

 (d) External inspection does not raise suspicion;

(e) Working temperature of steel vessel shell does not exceed the lower end of creep range range under Part 4, Schedule 4.1 of the API 579-1/ASME FFS;

(f) Vessels do not crack or exhibit hydrogen damage during liquid processing;

(g) Vessel coating does not exhibit damage

4.5.5 Where operational inspection is accepted, such inspection can be conducted regardless of whether or not the pressure is under pressure.

4.6 Thickness inspection

...

...

...

4.6.2 Although thickness measurement is not required for active vessels, thickness control of active vessels is a basic method for controlling corrosion rate.

4.6.3 Registration personnel shall review thickness measurement readings in order to find possible irregularities and cooperate with experts in corrosion where short-term corrosion rate changes relative to the previous corrosion rate in finding causes. Appropriate solutions for responding to rapid corrosion rate may include corrosion allowance, UT scan in suspicious areas, control of corrosion process, and reconsideration of vessel inspection plans.

4.6.4 Equipment owners have the responsibility to ensure that individuals engaged in thickness measurement undergo training and are certified in accordance with applicable procedures.

4.7 Inspection of calibration of safety, measuring instruments.

4.7.1 Pressure relief devices shall be tested and repaired by organizations that have been certified and qualified for providing maintenance for pressure relief valves.

4.7.2 Safety and measuring instruments (safety valves, manometer) installed on pressure vessel shall satisfy technical metrology requirements, be inspected and calibrated in accordance with metrology laws, be calibrated on an annual basis, and undergo pop test once every 2 years. Inspection and calibration of safety, measuring instruments shall be conducted by competent authorities.

4.8 Inspection of corrosion under insulation (CUI)

4.8.1 Temperature range susceptible to CUI

 CUI inspection shall be taken into consideration for pressure vessels with external insulating coating and vessels operating intermittently or vessels operating within:

...

...

...

(2) 60 ^oC to 185 ^oC for austenitic stainless steel;

(3) 138 ^oC to 185 ^oC for duplex stainless steel.

4.8.2 Locations on vessel shell susceptible to CUI

For carbon steel and lightweight alloy steel, positions with insulation coating are usually susceptible to corrosion. For austenitic stainless steel and duplex stainless steel, CUI usually comes in form of chloride stress corrosion cracking. Upon developing CUI inspection plan, inspecting personnel must review areas that are the most susceptible to CUI while being aware of positions of CUI damage that cannot be predicted with ease. Areas on vessels that are most susceptible to CUI are:

(1) On top of coating layers or reinforcement brackets;

(2) Hoses and access openings;

(3) Other penetrating locations (such as ladder anchors, pipe brackets);

(4) Areas prone to water infiltration due to malfunctioning coating layers;

(5) Areas where coating layers are lost;

...

...

...

(7) Other areas where condensation easily occurs.

Where CUI damage is detected, inspecting personnel must examine other vulnerable areas on the vessels.

4.8.3 Removal of coating layers

Although external coating layers are in good conditions, CUI damage may still occur underneath the coating. CUI examination may require partial or total removal of coating layers. Where external coating layers are in good condition and no damage is done underneath them, the coating layers are not required to be removed.

Consideration of whether removal of coating layers is necessary includes, but is not limited to:

(1) Consequences of CUI leak;

(2) CUI background of comparable vessels or equipment;

(3) Visual conditions of coating layers;

(4) Proof of liquid leak (such as stains);

...

...

...

(6) Conditions/age of paint layers underneath the coating, if any;

(7) Ability to absorb/hold water for types of coating (such as calcium hydrosilicate as opposed to foam glass);

(8) Ability to adopt NDT to effectively determine positions of CUI without removing coating layers.

In addition, measurement of vessel thickness from the inside of pressure vessels at areas affected by basic CUI can be implemented during internal inspection as long as inspecting personnel are aware that CUI damage is usually highly localized and, as such, difficult to be detected from inside the vessels.

4.9 Pressure test

4.9.1 Pressure test shall be conducted after modification or major repair is implemented. Where repair work (that is not major repair) is finished, pressure test shall be conducted if deemed necessary and stated by inspecting personnel in repair plans.

4.9.2 Essentially, pressure test shall be conducted to finished vessels. However, it is possible to conduct pressure test for vessel parts/elements instead of full vessel test (in the same manner as testing new hose pressure).

4.9.3 Pressure test shall only be conducted if internal and external inspection are satisfied.

4.9.4 Before pressure test is conducted, appropriate procedures and preventive actions must be taken to ensure safety of participating individuals. Where vessel pressure is greater than MAWP, vessel parts must not be tested.

...

...

...

4.9.6 Prior to hydraulic test, supporting structures and platform design shall be taken into consideration in order to ensure that they are suitable to withstand load of hydraulic test. All vessels and parts that can withstand hydraulic test pressure entirely shall be examined whether they are suitable for test pressure. Where they are not suitable for hydraulic test pressure, they must be isolated from the test.

4.9.7 In order to reduce risk of brittle fracture during pressure test, metal temperature must be maintained at a level at least higher than MDMT or MAT by 17 ^oC for vessels of which thickness is greater than 5 cm and by 6 ^oC for vessels of which thickness is 5 cm or lower. Test temperature does not need to be higher than 50 ^oC unless information on brittle characteristics of vessel materials dictate a higher test temperature.

4.9.8 Where separate regulations are not provided under applicable standards and regulations for inspection of specific equipment, hydraulic test pressure for active equipment shall be:

(1) Compliant with Schedule 7 in respect of pressure vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC.

(2) Compliant with regulations of manufacturers and not lower than permissible working pressure in respect of glazed pressure vessels.

Schedule 7. Test pressure

Type of pressure vessel

Maximum permissible working pressure P_lv (bar)

Test pressure

...

...

...

- Vessels, tanks, or containers (except cast vessels)

Less than 5

1,5 P_lv and not lower than 2

- Vessels, tanks, or containers (except cast vessels)

5 or higher

1,25 P_lv and not lower than P_lv + 3

- Cast vessels and canisters

Regardless of pressure

1,5 P_lv

...

...

...

(4) Not be lower than 2 P_lv in respect of pressure vessels of which working temperature is greater than 400 ^oC.

4.9.9 Vessels must be capable of withstanding test pressure for 5 minutes after which point pressure is gradually reduced to working pressure and maintained throughout examination duration.

4.9.10 Where hydraulic test is not feasible due to stress to foundation, the floor, or the vessel is too significant because of water mass; difficulty in water discharge; internal layers prohibiting water intake, hydraulic test can be replaced by gas pressure test (using air or inert gases) at a pressure of 1,1 P_lv. Gas test shall only be permitted if external and internal inspection conducted either visually or via non-destructive methods yields good results.

4.9.11 During gas pressure test, safety measures below must be adopted:

(1) Valves and manometers on gas feed pipes must be far away from location of vessels or outside of chambers in which vessels are located;

(2) During period in which vessels undergo gas pressure test, unauthorized persons must evacuate to safe locations;

(3) Do not tap vessel shell with a hammer during gas pressure test.

 Vessels must be able to withstand test pressure for 5 minutes after which point the pressure is gradually reduced to working pressure at which point connections are examined for airtightness via the use of soap solution or other methods.

4.9.12 Where pressure test is not conducted after modification or major repair, inspection via appropriate NDT shall be conducted. Alternative NDT procedures that replace major repair or modification shall only be conducted after inspection is conducted by engineers and inspecting personnel. In such cases, it is necessary to conduct FFS assessment in order to determine limit crack dimensions and determine acceptable standards of NDT solutions.

...

...

...

5 Recording, analysis, and evaluation of inspection data

5.1 Determination of corrosion rate

5.1.1 Available pressure vessels

1 The rate of corrosion caused by mechanical damage shall be determined by the difference of two thickness measurements dividing time interval between the measurements. Determination of corrosion rate may include thickness data collected over more than two measurements. Whether short-term or long-term corrosion rate is used will be determined by inspecting personnel. Short-term corrosion rate shall be determined by the nearest two measurements while long-term corrosion rate is determined by the latest measurement and the first measurement. The difference in corrosion rates help to determine current corrosion rate that occurs over long-term activities. Long-term (LT) corrosion rate shall be calculated using the formula:

(ST) ttrước- thiện tại Interval between ttrước and thiện tại (years) tban đầu - thiện tại ... ... ... Where: + tban đầu: Initial thickness at CML such as current thickness. This refers to the original thickness at these CMLs or the initial thickness in an environment with new corrosion rate, (mm). + thiện tại: Current thickness at CMLs, (mm), measured in the latest inspection. +ttrước: Thickness measured in the previous inspection. Measured at the same location as where current thickness is measured, (mm). 2 Where corrosion rate is considered a part of data assessment, inspecting personnel shall cooperate with experts in corrosion in selecting the corrosion rate that depicts current conditions of pressure vessels in the most accurate manner. The following details should be taken into consideration where a type of corrosion rate corresponding to an area susceptible to corrosion is used in determination of remaining service life and subsequent inspection interval; (1) Localized or uniform mechanical corrosion; (2) Areas susceptible to effect of liquid, cavitation, or corrosion - cavitation; (3) Determination of starting point of corrosion (if the vessels do not enter into operation for the first time) which is essential for measuring loss of vessel shell thickness and identifying appropriate time period for determining corrosion rate; ... ... ... (5) The effect of residue formation on protection of parts from corrosion or loss of protective layers (such as the case where a higher liquid velocity removes protective layers from vessel shell); (6) Underlying risks that cause rapid corrosion in specific areas (such as areas where iron sulfide buildup occurs); (7) Consecutive operations within safe operating window. New pressure vessels or pressure vessels with altered operating conditions 3 In respect of new pressure vessels or pressure vessels with altered operating conditions, one of the following methods will be used to determine possible corrosion rate. Remaining service life and inspection interval can be determined by this corrosion rate. (1) Corrosion rate can be calculated by parameters collected by site owners/users from active pressure vessels in the same or equivalent operating conditions. Where parameters of active pressure vessels in the same or equivalent operating conditions are not available, other options must be taken into consideration. (2) Corrosion rate can be determined by experts in corrosion. (3) Corrosion rate can be determined via parameters declared on vessels in the same or equivalent operating conditions. (4) Where corrosion rate cannot be determined via any other solutions above, corrosion rate shall be determined while vessels are in operation after 3 to 6 months with the use of appropriate corrosion control devices or measurement of actual vessel thickness. Subsequent determination shall be conducted at appropriate interval until reliable corrosion rate is determined. Where assumed corrosion rate is found to be inaccurate, corrosion rate in remaining calculations of service life shall be replaced by actual corrosion rate. ... ... ... 5.2.1 Remaining service life of vessels (in years) shall be calculated using the formula below: Where: + thiện tại: Current thickness at CML, (mm), measured in the latest inspection; + thiện tại: The required thickness at the same CML or part, (mm), such as estimation method. This is estimated via design formula (such as those related to pressure and structures) and does not include corrosion allowance or tolerance of manufacturers. 5.2.2 It is possible to use statistical analysis in calculation of corrosion rate and remaining service life of parts of pressure vessels. Such statistical approach can be adopted in order to evaluate whether internal inspection is to be replaced or to determine internal inspection interval. Ensure that processing of statistics accurately reflects current conditions of vessel parts, especially parts susceptible to localized corrosion. Statistical analysis is not required for random vessels with signs of localized corrosion. Adopted analysis solutions must be recorded in writing. 5.3 Determination of MAWP 5.3.1 MAWP for continued operation of vessels shall be based on calculations defined under the latest edition of the ASME or manufacturing code of the vessels. MAWP results from these calculations must not be greater than the original MAWP unless re-assessment is conducted in a manner compliant with 6.2 hereof. 5.3.2 Calculations can only be done if the following important parts are compliant with requirements of applied code: design of top, shell, and hose reinforcement; technical characteristics of materials; permissible stress; effectiveness of welded connections; acceptable standards in inspection; and requirements of periodic operation. ... ... ... Where: + C: Refers to annual corrosion rate, (mm) + I: Refers to interval to the next internal inspection or operational inspection, (year) + t hiện tại: Refers to actual thickness, (mm), measured in the latest inspection. 5.3.4 Thickness measurement shall be done multiple times if actual thickness is greater than or lower than the thickness in material test reports or specification reports of manufacturers, especially if the materials are manufactured by casting. Procedures for measuring thickness shall be inspected by inspecting personnel. 5.4 FFS analysis for corroded areas 5.4.1 General provisions  Actual thickness and the maximum corrosion rate of any vessel part can be adjusted in any inspection by considering issues below: ... ... ... 1 In respect of areas with large dimensions, vessel shell thickness can be calculated on average over a maximum length of: (1) 1/2 of vessel diameter or 50 cm, whichever is greater in respect of pressure vessels of which inner diameter is lower than or equal to 150 cm; (2) 1/3 of vessel diameter or 40 cm, whichever is greater in respect of pressure vessels of which inner diameter is greater than 150 cm. 2 Thickness shall be measured at equal interval along a determined length. In respect of regions with significant dimensions, multiple straight lines in corroded areas may be evaluated in order to determine lines with the lowest average thickness. Requirements below must be satisfied after adopting average thickness: (1) Areas with corroded metal is flattened without notches (which mean localized stress is insignificant); (2) The devices do not operate in brittle limit; (3) Parts do not operate in cycle; (4) Data set must include at least 15 points at which thickness measurement is conducted; (5) Minimum number of measurement points must include average thickness; ... ... ... 3 Where hoop stress is dominant (which is characteristic for all pressure vessels), thickness measurement shall be done along longitudinal length. Where hoop stress is dominant (due to wind load or other factors), length measurement shall be done along the circumference. 4 For the purpose of calculating average thickness near non-continuous elements (such as hoses, cone transition, flanges), take into consideration separately limits of average thickness of reinforcement plates (or other areas with high localized stress) and areas outside of or adjacent to reinforcement plates (or other areas with high localized stress). (1) For the purpose of measuring average thickness near hoses, estimated thickness must not exceed limits of reinforced areas defined in applicable manufacturing codes, standards, regulations. Consider additional reinforcement in hose reinforcement design (such as increasing diameter of reinforcement plates for the purpose of considering pipe load or wind load). (2) Technical consideration of average thickness within vicinity of reinforcement plates for non-continuous structures is specified in API 579-1/ASME FFS-1, Part 4. 5 For the purpose of calculating remaining service life in accordance with 5.2, the minimum average thickness of any length in corroded area should be selected instead of current thickness (thiện tại). 5.4.3 Assessment of pitting corrosion  During current inspection, scattered areas of pitting corrosion can be overlooked if requirements below are met: (1) Remaining thickness below the pits are greater than 1/2 the required thickness (½ tyêu cầu). (2) Total area of sections with pits that are deeper than corrosion allowance is not greater than 45 cm^2 within a circle with 20 cm in diameter; ... ... ... It is possible to adopt API 579-1/ASME FFS-1, Part 6 to evaluate different forms of pitting corrosion development, the speed of pitting corrosion, and assessment of potentials in pitting corrosion rectification relative to equipment replacement. Maximum pitting corrosion depth and area of pitting corrosion in assessment chart of the API 579-1/ASME FFS-1, Level 1 can be used to assess permissible pit area prior to the next inspection. 5.4.4 Other assessment methods for thickness loss 1 Regarding parts of which thickness is lower than the required thickness, it is possible to adopt techniques specified under ASME VIII, Div. 2, Appendix 4 or API 579/ASME FFS-1, Appendix B-1 instead of procedures under 5.4.2 and 5.4.3. These solutions can be used for assessment of combined areas where defects are eliminated. The important thing is to eliminate jagged edges in combined areas in order to lessen concentrated stress. 2 If ASME VIII, Div. 2, Appendix 4 is used, stress value used in initial design of pressure vessels will replace maximum permissible stress (Sm) of Div. 2 if design stress is lower than or equal to 2/3 of the specified minimum yield strength (SMYS). If initial design stress is greater than 2/3 of the SMYS, 2/3 of the SMYS will be used instead of Sm. 5.4.5 Adjustment of joint efficiency  Where corroded surface of pressure vessel is far away from welded connections and joint efficiency is lower than 1.0, it is possible to perform independent calculations using appropriate welded joint efficiency (usually 1.0). In case of this calculation, surface of welded connection consists of 2,5 cm or twice the required thickness from both sides of the welded connection (measured from the bottom of the welded connection), whichever value is higher. 5.4.6 Corroded area at the top or bottom of pressure vessels 1 The required thickness at corroded area of elliptical and spherical top, bottom can be determined as follows: (1) At joint area, use appropriate formula in the ASME, manufacturing standards, regulations; ... ... ... Schedule 8. Values for spherical radius D/2h K1 3,0 1,36 2,8 1,27 2,6 1,18 ... ... ... 1,08 2,2 0,99 2,0 0,90 1,8 0,81 1,6 0,73 ... ... ... 0,65 1,2 0,57 1,0 0,50 Note: Equivalent radius of sphere equals K1xD; aspect ratio equals D/2h. Interpolation can be used to determine intermediate value. 2 In respect of spherical tops and bottoms, radius used in the hemi-spherical formula is external radius of torispherical dome (which equals the external radius of vessel shell for standard torispherical top and bottom even if other radius has been accepted). 3 In respect of elliptical tops and bottoms, radius used in hemi-spherical formula must be equivalent to spherical radius of K1 x D where D is internal diameter of vessel shell and K1 is provided in Schedule 8. In Schedule 8, h refers to ½ the length of minor axis and equals internal dent of elliptical top measured from tangents. For many elliptical top, D/2h equals 2. 5.5 FFS evaluation ... ... ...  (1) In order to evaluate metal loss in corrosion allowance, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 4, 5 or 6 can be conducted if applicable. (2) In order to evaluate pitting corrosion, HIC/SOHIC damage, and layering, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 7 and Part 13 shall be conducted. (3) In order to evaluate deviation of welded connection and vessel shell deformation, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 8 shall be conducted. (4) In order to evaluate cracks, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 9 shall be conducted. Where beam steering is conducted to determine crack sizes, operator must undergo appropriate UT examination. (5) In order to evaluate damage of fire or explosion, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 10 shall be conducted. (6) In order to evaluate damage of fire, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 11 shall be conducted. (7) In order to evaluate damage caused by dents or perforations on parts, FFS evaluation compliant with API 579-1/ASME FFS-1, Part 12 shall be conducted. 5.6 Determination of required thickness Required thickness shall be dependent on pressure, mechanic, structures that utilize appropriate design formula, and permissible stress of the ASME. In respect of activities with potentially severe consequences if damage occurs, engineers shall consider increasing required thickness above the minimum thickness in order to make up for unexpected load or unknown load, unidentified metal loss, or prevent usual excessive use. ... ... ... In respect of pressure vessels without nameplate and with minimum or without manufacturing and design dossiers, the following steps can be followed to examine operational integrity: (1) Conduct examination to verify vessel conditions, including examining overall dimensions of necessary parts in order to determine minimum required thickness and design compliance (such as vessel bottom, vessel shell, openings, and reinforcement plates); (2) Determine design parameters and prepare drawings; (3) Conduct design calculations based on applicable standards, ASME, standards, and regulations; Do not use permissible stress value of the applicable ASME code (based on design parameters 3,5) for vessels that have been designed in accordance with edition or subsection of the ASME code preceding 1999 appendices and have not been designed in accordance with Code Case 2290 or ASME Code Case 2278. In respect of vessels that have been designed in accordance with edition or subsection of ASME code preceding 1999 appendices and have not been designed in accordance with Code Case 2290 or ASME Code Case 2278, permissible stress under ASME Code before 1999 will be used (based on design parameters 4,0 or 5,0). See ASME Code, Section VIII, Division I, entry UG-10(c) for guidelines in evaluating unidentified materials. If UG-10(c) is not to be complied with, in case of carbon steel, use permissible stress of SA-283 Grade C; in case of alloy or non-ferrous metal, use X-ray fluorescence (XRF) analysis to determine type of materials which permissible stress is based on.  Where initial scope of X-ray imaging is unclear, use joint efficiency of 0,7 for adjoining welding line or consider X-ray imaging if a higher joint efficiency is required. (admittedly, X-ray imaging of welding line of vessels with minimum or without manufacturing and design dossiers may necessitate FFS evaluation for activities and important repair). (4) Install nameplate or append seals depicting maximum permissible pressure and temperature, minimum working temperature, and date of evaluation. (5) Conduct pressure test as early as possible at request of applicable manufacturing code in design calculations. 5.8 Report and dossiers ... ... ... Dossiers of pressure vessels and pressure relief devices must include the following 4 types of information corresponding to mechanical integrity: (1) Information on design and manufacturing: manufacturing number or other identification number, data report of manufacturers, technical design data, design calculations of vessels, dimension calculations of pressure relief devices, and manufacturing drawings. (2) Inspection history: inspection data and reports of each inspection (such as internal, external inspection, thickness measurement), and recommendations for repair inspection reports must be accompanied by date of inspection and/or examination, date of subsequent inspection, name of inspecting and/or examining persons, manufacturing number or other identification number of inspected devices, description of conducted inspection and/or examination, results of conducted inspection and/or examination. RBI recording of vessels must be compliant with API 580, Section 17. (3) Information on repair, modification, and re-evaluation such as: (a) Repair and modification schedules. (b) Reports that indicate that active devices with defects, temporary repair, repair recommendations are fit for operation until repair completion; and (c) Dossiers on re-evaluation (including calculations for re-evaluation, new design conditions, and certification seal). (4) Requirements for FFS evaluation dossiers described under API 579-1/ASME FFS-1, Part 2.8. Dossier requirements for specific defects are described under corresponding parts of the API 579-1/ASME FFS-1. 5.8.2 On-scene maintenance and operation record, such as operating conditions, including dispersion process that may affect mechanical integrity, mechanical damage caused by maintenance must be presented at request of registration personnel. ... ... ... 6.1 Repair and modification 6.1.1 General provisions All repair and modification work must be conducted by organizations and individuals in a manner compliant with applicable principles of this document or ASME code, standards applicable in repair or manufacturing. Repairing organizations shall conform to safety requirements according to Article 1 Section III of this Chapter. 6.1.2 Inspection Prior to repair or modification, all expected solutions pertaining to design, construction, materials, welding procedures, NDT, and test must be inspected. Registration personnel shall identify primary inspection points to be conducted. Registration personnel must inspect all repair and modification work on the basis of primary identified inspection points and upon completing work in a manner compliant with repair drawings. 6.1.3 Design Joints, hoses, or replacement parts must satisfy design requirements of applicable manufacturing code. Design of replacement parts and hoses shall utilize similar requirements pertaining to permissible stress in vessel design. Design, location, and solutions for equipment installation must conform to requirements of applicable code, standards, regulations. In case of damage where repair cannot adequately restore design requirements due to excessive dimensions of vessel parts, these parts must be replaced. 6.1.4 Materials ... ... ... 6.1.5 Defect repair Repair of defects found in parts of pressure vessels shall be conducted via multiple solutions dependent on dimensions and nature of defects, manufacturing materials, and design requirements. Repair techniques can be classified into temporary repair or permanent repair depending on their design and compliance with applicable manufacturing code and standards. 1 Temporary repair (1) General provisions Temporary repair shall be conducted until registration personnel have inspected and approve that such repair renders pressure vessels eligible for continued operation until permanent repair is done. Temporary repair must eliminated then replaced by permanent repair at the next maintenance period. Temporary repair can be maintained over a longer period if registration personnel evaluate, inspect, and document the repair. Temporary repair dossiers must include: (a) Location of temporary repair; (b) Detail description of repair such as materials, thickness, dimensions of welded connections, adopted NDT methods; (c) Details of implemented analysis; (d) Requirements for subsequent inspection, and ... ... ... Inspection plans must include monitoring of adequacy of temporary repair until permanent repair is finished. See Article 2.4 and 3.6, ASME PCC-2 for guidelines for repairing leak via welding and mechanical clamps. (2) Localized repair via deposition welding (a) Deposition welding can be employed for temporary repair of damaged, corroded, or eroded areas of pressure vessel parts. Deposition welding must not be employed to repair cracks if the cracks are confirmed to not develop further beneath the welding line. In some cases, appropriate analysis can be conducted. Repair implemented in form of deposition welding must be inspected. (b) Deposition welded joints shall require consideration of separate design, especially efficiency of welded joints. (i) Deposition welding can be performed on the interior and exterior of the shell, the top, and the bottom of vessels. Deposition welding should be employed on external surface for easy inspection. (ii) Deposition welded joints shall be so designed to absorb deformation of parts in a manner compliant with manufacturing code as follows: + Membrane stress must not exceed the limit in all vessel parts or at deposition welded layers; + Deformation at deposition welded layers does not cause stress of the welded joints to exceed permissible stress of the joints. The exemption of this regulation must be warranted by adequately analyzing appropriate operations. ... ... ... (c) Deposition welding must not be performed on the surface of existing deposition welded joints unless additional reinforcement of openings is permitted by manufacturing code. Where deposition welding is done adjacent to an existing deposition welded joint, distance between the toes of welded joints must not be lower than: Where: + d: Minimum distance between toes of adjacent deposition welded joints, (mm); + R: Inner radius of vessel, (mm); + t: Current thickness of vessel shell beneath welding line, (mm). The exemption of this regulation in environments with low risks (such as corrosion caused by low pressure) must be warranted by combined risk analysis and FFS evaluation. (d) Deposition welded joints must be rounded around corners with minimum radius of 25 mm. (3) Repair clamp ... ... ... (a) The design is inspected and dossiers are drafted; (b) The repair does not cover cracks on vessel shell unless the cracks are confirmed to not develop further beneath the repair clamp. In some cases, FFS evaluation is required; (c) Repair clamps shall be designed to withstand design pressure of vessels; (d) The entirety of welding lines along repair clamps must be entirely butt welding line with design joint efficiency and inspected in accordance with applicable code, standards, and regulations; (e) Circumference of deposition welded joints on vessel shell outfitted with repair clamps shall be so designed to transmit longitudinal load on vessel shell with joint efficiency of 0,45. If necessary, take into account deviation of centerline of repair clamps relative to centerline of vessel shell due to dimensions of deposition welded joints; (f) Appropriate NDT methods for examining the surface shall be conducted for all spot-welded joints; (g) If possible, take into consideration fatigue of spot-welded joints, such as fatigue caused by repair clamps with a different expansion rate than that of vessel shell; (h) Materials of repair clamps and welding materials must be determined accordingly for contact with liquid in design conditions. Repair clamps shall be so designed with appropriate corrosion allowance; (i) Mechanical damage requiring repair shall be taken into consideration to determine whether or not additional monitoring and subsequent inspection of repair are necessary. ... ... ... Hoses that do not penetrate vessel shell (including pipe cap attachments) can be used for permanent repair of defects that are not cracks during design and if adjoining methods are compliant with applicable code and standards. Design and reinforcement of the hoses shall take into account loss of original materials on vessel shell around the hoses. Hose materials shall be so selected to make contact with liquid in design conditions with appropriate corrosion allowance. Mechanical damage requiring repair shall be taken into consideration to determine whether or not additional monitoring and subsequent inspection of repair are necessary. 2 Permanent repair (1) Basic permanent repair solutions include: (a) Excavate defects and polish to achieve homogenous surface compliant with API 579-1/ASME FFS-1 Part 5. See ASME PCC-2, Article 3.4 for guidelines on repair in form of excavating and welding. (b) Excavate defects and weld excavated areas. (c) Replace parts or elements containing defects. (d) Weld to conceal corroded areas. (e) Install clamps or linings to interior surface. Seek professional consultation upon conducting repair of cracks in intermittent sections where stress is significant (such as cracks on welding lines of hoses and vessel shell). ... ... ... Vessel shell plates that have been corroded or damaged can be repaired by partially eliminating or replacing with fillet welded patches that are compliant with applicable code, regulations, and standards. Fillet welded patches can be used if requirements below are met: (a) Use complete joint penetration welding. (b) Welding lines shall be X-ray imaged in a manner compliant with applicable manufacturing code. Ultrasound inspection compliant with ASME Code Case 2235 or ASME Code, Section VIII, Division 2, section 7.7.5 can be employed as an alternative to X-ray imaging if NDT inspection procedures are inspected by inspecting personnel. (c) All corners of fillet welded patches that do not extend towards current horizontal or vertical welding lines must be rounded with minimum radius of 25 mm. Welding lines adjacent to existing welding lines must be inspected by engineers. 3 Strength of buffering materials of coating layers and repair of existing welded joints (1) Buffering materials used in repair of welded joints must have minimum tensile strength equal to or higher than minimum tensile strength of base materials. (2) Where minimum tensile strength of buffering materials is lower than the minimum tensile strength of base materials, comparison between chemical compositions of the materials shall be made in relation to welding capability and damage during operation. In addition, requirements below must be met: (a) Repair thickness shall not be greater than 50% the required thickness of base materials (excluding corrosion allowance). (b) Thickness of welded materials shall be increased by the ratio between minimum tensile strength of base materials and minimum tensile strength of buffering materials. ... ... ... Where: + Tđệm: Thickness welded materials, (mm). + d: Depth of loss of base materials caused by corrosion and welding preparation, (mm). + Scơ bản: Tensile strength of base materials, (bar). + Sđệm: Tensile strength of buffering materials (bar). (c) Thickness increased by repair shall be rounded and grinded to form a smooth transition over a length that is at least 3 times the difference between adjoining surfaces. (d) Repair shall be done with at least 2 welding lines. 4 Repair of coating layers and covers of stainless metal welding lines (1) Repair procedures for restoring areas of which coating layers or covers are corroded, removed, or missing shall be inspected by registration personnel prior to implementation. ... ... ... (3) In respect of pressure vessels making contact with hydrogen elements moving in base metal (operating in hydrogen environment at a high temperature or making contact with areas of corroded base materials), registration personnel shall take into consideration additional elements in implementation of repair plans: (a) Release of smoke from base materials. (b) Hardening of base materials due to welding, grinding, or excavating. (c) Temperature control during tempering and welding. (d) Heat treatment after welding to lessen hardening and restore mechanical characteristics. These repair works must be examined and supervised to ensure compliance with repair requirements. After cooling to ambient temperature, examination shall be conducted at repair locations using PT methods in accordance with ASME Code, Section VIII, Division I, Appendix 1. (4) In respect of pressure vessels manufactured from base materials P-3, P-4, or P-5, base materials at repair locations must be examined for cracks via ultrasound methods compliant with ASME Code, Section V, Article 4, entry T-473. Such examination should be done at least 24 hours after repair for alloys with delayed cracking. 6.1.6 Welding and tempering 1 General provisions ... ... ... 2 Procedures, certification, and reporting (1) Repairing organizations and individuals shall employ appropriately certified welders and welding procedures. (2) Repairing organizations and individuals shall keep reports of welding procedures and file reports on procedure certification. These reports must be submitted to registration personnel before welding process starts. 3 Tempering  Temperature of tempering in repair welding shall conform to applicable code, standards, regulations, and certified welding procedures. Exemption from tempering shall be inspected and shall require application of technical characteristics of new welding procedures if temperature of tempering is lower than that of actual WPS. Inspecting personnel shall ensure that minimum temperature of tempering is measured and maintained. For traditional solutions for tempering of welded joints, see Article 2.8 of ASME PCC-2. 4 Post-welding heat treatment (PWHT) (1) General provisions PWHT in repair or modification of pressure vessels shall be compliant with relevant provisions under this document, applicable manufacturing code, standards, or other PWHT procedures as specified under 61.6-4(3). See Article 2.14 of ASME PCC-1 for regional heat treatment of pressure vessels. (2) Heat treatment after localized welding ... ... ... (a) Such application shall be inspected and applied procedures shall be presented by individuals with appropriate qualifications; (b) Appropriate procedures shall be evaluated on the basis of: (i) Thickness of base materials; (ii) Temperature difference; (iii) Characteristics of materials (hardness, strength); (iv) Changes brought by heat treatment after localized welding; (v) Necessity for penetration welding; (vi) Surface and volume examination following heat treatment after localized welding; (vii) Localized uniform deformation caused by temperature of localized compressed zones of pressure vessels. ... ... ... (d) Temperature of heat treatment after localized welding must be maintained within a space that is not smaller than 2 times the thickness of base materials from the toe of welding lines. Temperature of heat treatment after localized welding must be controlled by appropriate number of thermocouples (at least 2). For the purpose of determining the necessary number of thermocouples, take into consideration dimensions and shapes of zones subject to heat treatment. (e) Control of heat value shall be implemented for hoses or any parts attached to vessels within areas subject to heat treatment after localized welding; (f) Heat treatment after welding shall be conducted to prevent environment-induced cracking. Metallurgy characteristics shall be taken into consideration in order to determine whether the procedures are accepted. (3) Solutions for tempering or controlled deposition welding (CDW) as an alternative to PWHT (a) General provisions (i) See article 2.9 of ASME PCC-2 for additional information in choosing alternative to PWHT. (ii) Tempering and CDW can be used as alternatives to PWHT if PWHT is not appropriate or not mechanically necessary. Prior to implementation of alternative solutions, take into consideration metallurgy characteristics in order to ensure that alternative solutions are suitable. Such consideration must focus on factors such as reasons for initial PWHT of equipment, sensitivity to stress corrosion cracking, stress at welded joints, sensitivity to hydrogen infiltration at high temperature. Registration personnel have the responsibility to examine and verify that employed solutions are compliant with standards of equipment owners and requirements under this part. (iii) Welding solutions shall be selected on the basis of applicable manufacturing code together with technical consideration of welded joints that have been recently finished in pressure test and operational test conditions. (iv) Where ASME stipulates P-No and group number in this part for materials, requirements of this part shall apply to materials of the initial code in manufacturing, or ASME, or other code depending on mechanical characteristics, chemical composition, group number, and P-value of ASME. ... ... ... (b) Tempering methods (without requiring impact test) (i) Tempering methods, when done in place of PWHT, shall be limited to the following materials and welding methods: + Limit to P-No 1 materials, Group 1, 2, and 3; P-No 3 materials, Group 1 and 2 (excluding Mn-Mo in Group 2). + Limit welding to shielded metal arc welding (SMAW), gas metal arc welding (GMAW), and gas tungsten arc welding (GTAW). (ii) Tempering methods below must be implemented: + Welded area must undergo tempering and be maintained at a minimum temperature of 150 ^oC during welding. + The temperature of 150 ^oC shall be examined to ensure that a space consisting of 100 mm of materials or 4 times the material thickness (whichever is higher) on each side of welding line is maintained at minimum temperature during welding. Maximum temperature between welding layers shall not exceed 315 ^oC. + Where welded joints do not completely penetrate material thickness, minimum tempering temperature and temperature between welded layers shall be maintained throughout approximately 100 mm of materials whichever is greater on each side of the joints Note: Do not conduct collision strength test if tempering methods are used in place of PWHT. ... ... ... CDW methods can be used in place of PWHT if requirements below are met: (i) Impact test which, according to ASME Code, Section VIII, Division 1, Part UG-84 and UCS-66 is necessary is conducted as per requirements under initial manufacturing code or applicable code; (ii) Materials are limited to steel in P-No 1, P-No 3, and P-No 4; (iii) Welding operations are limited SMAW, GMAW, and GTAW; (iv) Technical specifications of welding procedures must be drafted and certified for each adopted method. Welding procedures must include temperature of tempering, temperature between welding layers, and temperature of heat treatment according to (vi) of this regulation. Certified thickness of test plates and repair welding grooves shall be compliant with Schedule 9. Test materials for certification of welding procedures shall have similar characteristics to those of initial materials (including type, grade, heat treatment conditions). Where characteristics of initial materials are not used, test materials must be as close as possible to materials used for manufacturing. Materials of which strength is lower or carbon content greater than 0,35% must not be used.  (v) Where applicable code, standards, regulations require impact test, welding procedure qualification record (PQR) must include appropriate tests to determine whether strength of welded materials and heated area of base materials in recently finished state is equivalent to that in minimum metal design temperature (according to ASME Code, Section VIII, Division 1, Part UG-84 and UCS 66). If hardness limitation is necessary (according to NACE SP0472 and NACE MR0103) in order to prevent stress corrosion cracking, PQR must also include hardness tests. (vi) Technical specifications of welding procedures must also include: + Basic additional parameters of ASME Code, Section IX, Entry QW-250; + Maximum welding thermal energy per welded layer not exceeding thermal energy used in test for certifying welding procedures; ... ... ... + Maximum temperature between welded layers not greater than temperature used in tests for certifying welding procedures; + Inspection of tempering temperature where minimum temperature is maintained within an area of 100 mm of materials or 4 times the material thickness (whichever is greater) on either side of welded joints. Where welded lines do not penetrate material thickness entirely, minimum tempering temperature is only need to be maintained within an area of 100 mm or 4 times the depth of repair welded lines (whichever is greater) on either side of welded joints. + In respect of welding methods under (iii), H8 or lower low hydrogen welding materials. If protective gas is used, dew point of such gas must not be greater than -50 ^oC. Surfaces prepared for welding must be kept dry during welding, must not be stained by rust and flakes and hydrogen-based products such as oil, grease, other organic matters. + CDW welding technique, annealed seam or half-bead. Separate techniques must be used in tests for certifying welding procedures. + For SWAM, after completion of welded joints and not cooling welded elements to below the minimum tempering temperature, temperature of welded elements must be increased to 260 ^oC ± 30 ^oC for at least 2 hours to eliminate hydrogen. Hydrogen removal is not needed if H4 low hydrogen welding rods are used. + After repair welded joints have cooled, cap of welding line must be grinded down to match surface of base materials. 5 NDT inspection of welded joint (1) API 577 provides guidelines on NDT inspection of welded joints and welded elements. Prior to welding, relevant areas must be examined either via MT or PT for any defect. Such inspection is extremely important after eliminating cracks or other defects. (2) After completing welding lines, welding lines must be examined again via appropriate NDT methods for defects in accordance with standards accepted by inspecting personnel or applicable code. ... ... ... Depth t of test welding line grooves* Certified depth of repair welding line groove* Depth T of sample welding line Certified thickness of base materials t < t < 50 mm < T t ... ... ... > 50 mm 50 mm or higher * depth of welding line groove for procedure certification must be sufficient to allow for elimination of test samples. (3) New welding lines that are parts of vessel repair or modification and are required by standards, regulation, code to undergo X-ray imaging (such as welding lines on the circumference or along vessel shell) must undergo X-ray imaging in accordance with manufacturing code. If X-ray imaging is not feasible, accessible surface of new welding lines can be examined entirely by UT instead of RT and/or other appropriate NDT methods for defects. UT performed in place of RT must be compliant with ASME Code Case 2235 or ASME Code, Section VIII, Division 2, entry 7.5.5. Where other methods are used in place of RT, joint efficiency must be reduced to a value appropriate to the situation where X-ray imaging is not performed. If NDT methods compliant with manufacturing code are realistically not feasible, other NDT methods can be selected if they are inspected. (4) Regulations permitting repair or modification that involves welding must be compliant with applicable parts of ASME code or other code applicable to vessels. 6 inspect welded joints of pressure vessels subject to brittle fracture In respect of pressure vessels that can be subject to brittle fracture (according to API 579-1/ASME FFS-1, Part 3 or other analysis) due to regular or irregular activities (including activation, stop, pressure test), conformity examinations shall be conducted following repair or modification welding. Cracks or other stress may start brittle fracture when pressure vessels operate or undergo hydraulic test. Other effective MT or surface NDT methods should be considered for use. Inspection techniques shall be so selected to detect limit cracks according to determination of FFS evaluation. 6.2 Re-evaluation 6.2.1 Re-evaluation of pressure vessels in case of changes to design temperature, minimum material design temperature, or MAWP can only be done if requirements below are met: ... ... ... (2) Re-evaluation shall be implemented in a manner compliant with requirements under manufacturing code. Or calculations can be made using appropriate formula under the latest editions of manufacturing code as long as all basic parts of pressure vessels satisfy requirements under this Chapter. (3) Reports of current inspections deem that pressure vessels satisfy expected operating conditions and are outfitted with appropriate corrosion allowance. The increase of permissible working pressure or design temperature shall rely on thickness data determined in recent operational inspection or internal inspection. (4) Pressure vessels shall undergo pressure test via the use of adequate pressure test formula under applicable code for re-evaluation unless requirements below are met: (a) Pressure vessels sometimes undergo pressure test at a pressure equivalent to or greater than test pressure required by manufacturing code; or (b) Integrity of pressure vessels are verified by separate NDT methods in place of hydraulic test. (5) Re-evaluation must be approved by engineers. 6.2.2 Re-evaluation of pressure vessel shall be considered complete if additional nameplate or seal containing information under Figure 2 is installed. Figure 1. Additional nameplate Re-evaluated by: ... ... ... SAP number: MAWP: PSIG  @  ^oC MDMT: ^oC  @ PSIG Test pressure: PSIG PART III: REGULATIONS ON MANAGEMENT 1 Pressure devices must have certificate of quality in design, manufacturing, repair, modification, and import issued by registration authority in accordance with this document. 2 Pressure vessels used on road and railway vehicles must be inspected in accordance with procedures under Appendix 1 hereof. 3 Inspection of technical safety parameters of pressure vessels may comply with other standards at request of using, manufacturing facilities as long as such standards dictate technical safety parameters equal to or stricter than those under national standards specified under this document. 4 Quality control of pressure vessels shall be performed by NDT personnel, welding supervisors, and welders certified by competent authorities. ... ... ... Procedures for issuance of certificate of technical safety of pressure vessels on transport vehicles and offshore installations in design, manufacturing, repair, modification, import, and operation shall conform to Circular No. 35/2011/TT-BGTVT dated May 6, 2011 of the Minister of Transport and Circular No. 33/2011/TT-BGTVT dated April 19, 2011. 6 Dossiers issued by registration authority 6.1 Dossiers issued by registration authority to pressure devices on transport vehicles and offshore installations in design, manufacturing, repair, modification, and import shall conform to form under Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and Circular No. 33/2011/TT-BGTVT. 6.2 Dossiers issued by registration authority for pressure devices on transport vehicles and offshore installations in operation and use shall conform to form under Decree No. 44/2016/ND-CP dated May 15, 2016 of the Government. 7 Inspection interval of pressure devices shall conform to regulations applicable to each type of pressure device on each type of device under Part II hereof. 8 Organizations inspecting pressure devices must be in possession of certificate of eligibility to conduct occupational safety inspection issued by competent authorities in accordance with Decree No. 44/2016/ND-CP and Decree No. 140/2018/ND-CP. Equipment and instruments serving inspection must be suitable with inspection subject, inspected, calibrated, and including: (1) Hydraulic pumps capable of reaching test pressure; (2) Ultrasonic metal thickness gauge (if applicable); ... ... ... (4) Optical defect detectors (if applicable); (5) Types of measuring instruments; (6) Gas leak detectors (if applicable); (7) Lights with voltage at or lower than 12 V. PART IV: RESPONSIBILITY OF AGENCIES, ORGANIZATIONS, AND INDIVIDUALS 1 Organizations and individuals related to production, manufacturing, modification, import, design, operation, use, management, examination, technical safety and environmental protection certification of pressure vessels shall comply with this document and relevant legislative documents and assume responsibility for examination results. 2 Importing organizations and individuals are responsible for origin, traceability, and quality of imported pressure vessels. 3 Equipment owners have the responsibility to repair and maintain in order to adhere to technical safety and environmental protection standards of pressure vessels during inspection interval in order to maintain their technical conditions as per this document. 4 Importing organizations and individuals, manufacturing facilities, testing facilities, equipment owners must protect, preserve, refrain from altering, editing written confirmation of examination results, written certificate and present at request of competent law enforcers. ... ... ... 1 Vietnam Register has the responsibility to arrange implementation of this document; advise and request the Ministry of Transport to promptly amend this document when necessary. 2 Where standards, regulations, reference, legislative documents referred to under this document are amended or superseded, the new versions shall prevail. Appendix 1 PROCEDURE FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS OF MEANS OF TRANSPORTATION PROCEDURE FOR TECHNICAL SAFETY INSPECTION OF PRESSURE VESSELS 1. SCOPE AND REGULATED ENTITIES 1.1. Scope ... ... ... This procedure does not apply to canisters used in storage, transportation of compressed gas, liquefied gas, dissolved gas, canisters of which product of volume (in bar) and volume (in liters) (PV product) is not greater than 200, and vessels of which volume is lower than 25 liters. On the basis of this procedure, organizations engaged in technical inspection of occupational safety shall adopt this procedure directly or develop detail procedure specific to each type, make of pressure vessels without contradicting this procedure. 1.2. Regulated entities - Enterprises, agencies, organizations, and individuals in possession of, managing, using pressure vessels under Section 1.1 of this procedure (hereinafter referred to as “facilities”); - Organizations engaged in technical inspection of occupational safety. 2. REFERENCE - TCVN 8366:2010 - Pressure vessels - Safety technical requirements pertaining to design, structure, manufacturing; - TCVN 6155:1996 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair; - TCVN 6156:1966 - Pressure vessels - Technical requirements for safety in installation, use, and repair - Testing method; ... ... ... Where national technical regulations and national standards referred to under this procedure are amended or superseded, the new versions shall prevail. Inspection of technical safety parameters of pressure vessels may comply with other standards at request of using, manufacturing facilities as long as such standards dictate technical safety parameters equal to or stricter than those under national standards specified under this document. 3. DEFINITIONS  This procedure utilizes definitions provided in the aforementioned reference and other terminologies, definitions as follows: 3.1. Initial technical safety inspection Refers to assessment of technical safety conditions of vessels on the basis of national technical regulations and national standards after installation and before first operation. 3.2. Periodic technical safety inspection Refers to assessment of technical safety conditions of vessels on the basis of national technical regulations and national standards upon expiry of the previous inspection period. 3.3. Irregular technical safety inspection ... ... ... - After repair, upgrade, renovation that affects technical safety conditions of vessels; - Upon using vessels that have been deactivated for 12 months or more; - Upon changing installation location (in case of fixed vessels); - At request of facilities or competent authority requests. 4. INSPECTION STEPS For the purpose of technical safety inspection of pressure vessels, organizations engaged in technical safety inspection shall perform the following steps: - Inspect dossiers of pressure vessels; - Conduct technical external and internal inspection; - Conduct technical test inspection; ... ... ... - Process inspection results. Note: Subsequent inspection steps shall only be conducted if preceding inspection step is fulfilled. All inspection results must be recorded in inspection record attached to this document and kept at inspecting organizations. 5. INSPECTION CONDITIONS  The following conditions must be met in order to facilitate inspection: 5.1. Pressure vessels are ready for inspection. 5.2. Equipment dossiers are adequate. 5.3. Environmental and weather factors do not affect inspection results. 5.4. Occupational hygiene and safety conditions must be adequate for vessel inspection. 6. PREPARATION FOR INSPECTION ... ... ... 6.1. Unify inspection plans, preparatory work, cooperation between inspecting organizations and facilities, including: 6.1.1. Preparing vessel dossiers. 6.1.2. Draining fluid and cleaning vessels externally, internally. 6.1.3. Partially or entirely dismantling insulating layers if shell metal is suspected to be damaged. Removing access openings and cleaning openings. (if any) 6.1.4. Preparing tasks that allow thorough consideration of vessel parts. 6.1.5. Separating electric heating elements or moving parts from vessels (if any). 6.1.6. In respect of vessels operating with toxic or combustible solutions, removing solution contents and ensuring human safety during inspection. 6.1.7. Preparing personnel and material conditions for inspection; assigning participants and witnesses of inspection. 6.2. Inspecting vessel dossiers. ... ... ... 6.2.1. In case of in initial technical safety inspection: 6.2.1.1. Inspect dossiers of pressure vessels in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and take into account Guidelines on operation, maintenance, and repair;  6.2.1.2. File reports on calibration results of measuring instruments; inspection records of grounding, lightning protection, protective equipment (if any). 6.2.2. In case of periodic technical safety inspection: 6.2.2.1. Inspect pressure vessel dossiers in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT. 6.2.2.2. Inspect use, operation, maintenance dossiers; investigation and examination record (if any). 6.2.3. In case of irregular technical safety inspection: 6.2.3.1. In case of change to installation location: Inspecting vessel dossiers in accordance with Article 12 of Circular No. 35/2011/TT-BGTVT and reviewing installation dossiers. 6.2.3.2. Where pressure vessels have not been in operation for 12 months or higher, review vessel dossiers in the same manner as periodic technical safety inspection. ... ... ... - Pressure vessel dossiers are adequate and accurate as per the law. 6.3. Prepare adequate inspecting instruments. 6.4. Develop and unify implementation of safety measures with facilities prior to inspection. Equip adequate tools, personal protective equipment, and safety equipment during inspection process. 7. INSPECTION PROCESS Inspection shall be conducted in the following order: 7.1. External technical inspection. 7.1.1. Premise and location of pressure vessels. 7.1.2. Lighting system. 7.1.3. Work platforms, stairs, suspension, etc. ... ... ... 7.1.5. Technical specifications on labels of pressure vessels relative to vessel dossiers. 7.1.6. Conditions of safety, measurement, auxiliary equipment pertaining to quantity, type, and technical specifications relative to equipment dossiers. 7.1.7. Valves installed on pressure vessels pertaining to quantity, type, technical specifications relative to equipment dossiers. 7.1.8. Conditions of other auxiliary equipment in service of vessel operation. 7.1.9. Welded joints, metal surface of pressure parts of pressure vessels. In case of suspicion, request facilities to adopt additional inspection methods in order to more accurately evaluate. 7.1.10. Technical conditions of insulation layers (if any). 7.1.11. Adjoining elements. Assess the results: Results are satisfactory if: (1) Pressure devices on motorized road vehicles do not exhibits details under Point 2, Clause B, section V, Chapter 2, Part II hereof; ... ... ... 7.2. Technical internal inspection 7.2.1. Metal surface conditions of pressure parts of vessels. 7.2.2. Residues, stains, rusts of internal metal edges of pressure vessels. 7.2.3. Welded joints, metal surface of pressure parts of pressure vessels. In case of suspicion, request facilities to adopt additional inspection methods in order to more accurately evaluate. 7.2.4. In respect of positions where internal inspection is not feasible, technical inspection compliant with technical dossiers of manufacturers shall be conducted. Dossiers must specify: items, methods, and procedures for inspection. 7.2.5. Where pressure vessels contain pipe bundles the technical conditions of which are suspected, request facilities to remove each section or the entirety of the bundle for inspection. 7.2.6. Where internal inspection is not feasible due to vessel structures, internal inspection can be replaced by hydraulic test at stipulated test pressure at which point parts are examined if possible. 7.2.7. Where defects that reduce strength of pressure vessel shell (thinned shell, corroded joints, etc.) are found, working parameters of pressure vessels must be reduced. Reduction of working parameters must be implemented on the basis of strength calculations using actual data. Assess the results: Results are satisfactory if: ... ... ... (2) Fastening parts and joints are not corroded or damaged; 7.3. Technical inspection and test 7.3.1. Pressure vessels shall be exempted from strength test in initial inspection if factor release inspection has been conducted in the last 12 months, the vessels are adequately preserved and installed without impact or deformation. Inspection records shall state reasons and attach release test records of manufacturing facilities, installation commissioning records (if any). 7.3.2. Where a pressure vessel consists of multiple parts operating at different pressure grades, it is possible to separate the pressure vessel into individual parts for test purpose. 7.3.3. During inspection, measures shall be taken to isolate and protect automatic devices, measuring instruments from being destroyed at test pressure. Where safety of automatic devices and measuring instruments is not guaranteed, they must be removed. 7.3.4. Strength test. 7.3.4.1. Test solutions are liquid (water, non-corrosive, non-toxic liquid), gas (inert gas, air). Temperature of test solution is below 50 ^oC and not lower than ambient temperature by more than 5 ^oC. 7.3.4.2. Test pressure, duration of sustained pressure are specified under Schedule 1 below. Schedule 1: Test pressure and duration of sustained test pressure ... ... ... Working pressure (bar) Test pressure (bar) Sustained duration (minute) Vessels of which working temperature of the shell is at most 200 ^oC (Other than cast vessels) < 5 1,5 Plv and not lower than 2 bar ... ... ... ≥ 5 1,25 Plv and not lower than Plv +3 bar 5 Vessels of which shell temperature is exceeding 200 ^oC to 400 ^oC Regardless of working pressure Not lower than 1,5 Plv 5 Vessels of which shell temperature exceeds 400 ^oC ... ... ... Not lower than 2 Plv 5 Cast vessels Regardless of working pressure 1,5 Plv and not lower than 3 bar 5 Glazed vessels ... ... ... Compliant with regulations of manufacturers and not lower than Plv 5 Plv - Working pressure. 7.3.4.3. Strength test procedures: 7.3.4.3.1. Load test solutions: Fill vessels with test solutions. (pay attention to gas relief during liquid test) 7.3.4.3.2. Raise pressure to test pressure (gradually in order to prevent sudden expansion which damages the vessel) and do not use test hammer when test pressure is reached. Monitor and detect any irregularity during test process. 7.3.4.3.3. Maintain test pressure as per the law. 7.3.4.3.4. Reduce test pressure to working pressure gradually and maintain at working pressure throughout inspection process. Then reduce pressure to (0); rectify any damage (if any) and reexamine rectified results. 7.3.4.4. Where liquid test is not feasible due to stress to foundation or work platforms or difficulty in drainage or difficulty in introducing test solutions due to internal lining, gas test shall be allowed. ... ... ... 7.3.4.4.2. Safety measures below must be adopted during gas test: - Valves and manometers on gas feed pipes must be far away from location of vessels or outside of chambers in which vessels are located; - During period in which vessels undergo gas pressure test, unauthorized persons must evacuate to safe locations. 7.3.4.4.3. Examine airtightness using soap solution or other methods. Do not use test hammer during gas pressure tests. Assess the results: Results are satisfactory if: - There is no crack; - No gas bubble, water mist, or water droplet is found leaking through welded joints and joints in general; - No deformation is found; - Pressure does not drop when test pressure is maintained. Where pressure drops by no more than 3% due to leak at valves or flanges, etc., the test is considered satisfactory. ... ... ... Only applicable if technology requires or if vessels operate with toxic, combustible solutions or at request of manufacturers. 7.3.5.1. Pressure, solutions, and duration of sustained pressures are provided under Schedule 2. Schedule 2. Pressure, solution, and duration of sustained pressure Type of vessel Test pressure (bar) Test solutions Sustained duration (minute) ... ... ... Plv Air or inert gases Maintained during inspection, at least 30 minutes Pressure vessels containing LPG 7,5 Air or inert gases Maintained during inspection, at least 30 minutes Plv - Working pressure. 7.3.5.2. Fill vessels with test solutions and increase pressure to test pressure. ... ... ... Result assessment: Airtightness test is satisfied if: - No gas leak is found; - Permissible pressure drop during sustained pressure period: 0,5% of test pressure or lower. 7.4. Operation inspection. 7.4.1. Inspect all conditions for vessel operation. 7.4.2. Inspection of working conditions of the system and attachments; working conditions of measuring instruments, protective equipment. 7.4.3. Where vessels are in stable operation, increase pressure in order to examine and adjust working pressure of safety valves, seal safety valves with lead (except for vessels operating with toxic, combustible solutions). 7.4.4. Safety valves can be adjusted and lead-sealed in different operational tests. 7.4.5. Adjustment of safety valves: Configuration pressure of safety valves shall not exceed: ... ... ... - Plv +15% Plv - If working pressure is from exceeding 3 bar to at most 60 bar. - Plv +10% Plv - If working pressure is exceeding 60 bar. - In respect of pressure vessels containing LPG, configuration pressure of safety valves shall equal design pressure. Result assessment: Results are satisfactory if pressure vessels, auxiliary equipment, safety devices, measuring instruments, protective equipment operate normally, operational parameters are stable. 8. PROCESS INSPECTION RESULTS 8.1. File inspection record using attached form. 8.2. Approve inspection record: Composition of members approving inspection record must at least include: - Facility representatives or authorized persons; ... ... ... Where inspection records are approved, inspecting personnel, facility representatives or authorized persons shall sign and append seal (if any) to inspection records. Inspection records shall be duplicated to make 2 copies where each party has responsibility to keep 1 copy. 8.3. After completing inspection record, inspecting personnel shall file dossiers and issue certificate in accordance with 6.2 Part III hereof. NAME OF INSPECTING ORGANIZATION: …… ………………………………… -------- SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ---------------- No. ……..…… INSPECTION RECORD OF PRESSURE DEVICE ... ... ... Name of equipment: Year, place of manufacturing: Brand/Make number: Installation location: Identification code: Date, place of inspection: Type of instruments: ... ... ... Phone: Address: BASIC TECHNICAL CHARATERISTICS, INSPECTON AND TEST RESULTS 1. Basic technical characteristics ... ... ... 2. Inspection and test results (*) Equipment has been inspected and tested in accordance with Regulation/Standard: 3. Conclusion: ... ... ... 4. Inspection interval: Owner (Signature and full name) ……………… (Location and date) Inspecting personnel (Signature and full name) Photo of equipment: ... ... ... ... ... ... Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2018/BGTVT về Thiết bị chịu áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển Tải Văn bản tiếng Việt Tải Văn bản tiếng Việt (docx) Tải Văn bản tiếng Anh (Download English translation) Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây QCVN67:2018/BGTVT, Quy chuẩn QCVN67:2018/BGTVT, QCVN67:2017/BGTVT, Quy chuẩn QCVN67:2017/BGTVT Văn bản liên quan 1 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 125:2024/BGTVT về Đèn chiếu sáng phía trước của phương tiện giao thông cơ giới đường bộ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 15/11/2024 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 14/01/2025 2 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 89:2015/BGTVT/SĐ1:2022 về Cơ sở đóng mới, hoán cải, sửa chữa phục hồi phương tiện thủy nội địa | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 30/06/2022 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 07/07/2022 3 Thông tư 27/2019/TT-BGTVT Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về cơ sở đóng mới, sửa chữa tàu biển; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về chế tạo và kiểm tra phương tiện, thiết bị xếp dỡ; Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn lao động và kỹ thuật nồi hơi lắp đặt trên phương tiện, thiết bị thăm dò và khai thác trên biển và Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về Phân cấp và đóng tàu biển vỏ thép - Sửa đổi 3: 2018 do Bộ trưởng Bộ Giao thông vận tải ban hành Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 07/08/2019 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 18/09/2019 4 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 15:2018/BGTVT về Yêu cầu an toàn kỹ thuật và bảo vệ môi trường đối với phương tiện giao thông đường sắt khi kiểm tra định kỳ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 14/05/2018 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 07/06/2018 5 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 67:2017/BGTVT về Thiết bị áp lực trên phương tiện giao thông vận tải và phương tiện, thiết bị thăm dò, khai thác trên biển | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 26/09/2017 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 31/10/2017 6 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 35:2017/BGTVT về Đặc tính quang học đèn chiếu sáng phía trước của phương tiện giao thông cơ giới đường bộ | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 22/09/2017 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 23/10/2017 7 Nghị định 44/2016/NĐ-CP hướng dẫn Luật an toàn, vệ sinh lao động về hoạt động kiểm định kỹ thuật an toàn lao động, huấn luyện an toàn, vệ sinh lao động và quan trắc môi trường lao động Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 15/05/2016 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 27/06/2016 8 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 89:2015/BGTVT về Cơ sở đóng mới, hoán cải, sửa chữa phục hồi phương tiện thủy nội địa | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 03/09/2015 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 22/07/2022 9 Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 71:2014/BGTVT về Vật liệu và hàn thiết bị áp lực trong giao thông vận tải | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 27/05/2014 Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 18/07/2014 10 Thông tư 35/2011/TT-BGTVT về thủ tục cấp giấy chứng nhận chất lượng an toàn kỹ thuật thiết bị xếp dỡ, nồi hơi, thiết bị áp lực sử dụng trong giao thông vận tải do Bộ Giao thông vận tải ban hành Tiếng Anh | Lược đồ | Liên quan hiệu lực | Tải về Ban hành: 06/05/2011 Hiệu lực: Đã biết Tình trạng: Đã biết Cập nhật: 14/05/2011 Thư mục cha: Chọn thư mục cha Tạo thư mục 4.416 Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên! Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản. Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây Bạn Đang Đăng Nhập Thành Viên Free! Vì Đăng Nhập Thành Viên Free nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính và Nội dung của văn bản. Bạn chưa xem được Nội dung toàn văn, Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,... Nếu muốn làm Thành Viên Basic / Pro, mời Bạn Chuyển Đổi loại Thành Viên tại đây. Bạn Đang Đăng Nhập Thành Viên Basic! Vì Đăng Nhập Thành Viên Basic nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính, Nội dung của văn bản, Nội dung toàn văn, Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc. Bạn chưa xem được Văn bản tiếng Anh, ... Nếu muốn làm Thành Viên Pro, mời Bạn Chuyển Đổi loại Thành Viên tại đây. QCVN-67-2018-BGTVT-Thiet-bi-chiu-ap-luc-tren-phuong-tien-giao-thong-va Chọn văn bản so sánh thay thế: NỘI DUNG GỐC NỘI DUNG SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN Văn bản bị thay thế Văn bản thay thế Chú thích Nội dung gốc Nội dung sửa đổi, hướng dẫn   Tải biểu mẫu   Chú thích: Rà chuột vào nội dụng văn bản để sử dụng. <Nội dung> = Nội dung hai văn bản đều có; <Nội dung> = Nội dung văn bản cũ có, văn bản mới không có; <Nội dung> = Nội dung văn bản cũ không có, văn bản mới có; <Nội dung> = Nội dung được sửa đổi, bổ sung. Click trái để xem cụ thể từng nội dung cần so sánh và cố định bảng so sánh. Click phải để xem những nội dung sửa đổi, bổ sung. Double click để xem tất cả nội dung không có thay thế tương ứng. Tắt so sánh [X] để trở về trạng thái rà chuột ban đầu. FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN FILE ATTACHED TO DOCUMENT Thư mục cha: Chọn thư mục cha Tạo thư mục