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通知13/2021/TT-BCT关于石油炼制厂、天然气加工厂和化肥厂的压力容器检验规则

本章提供基于基础结构分析（FSF）评估压力容器继续使用能力的指导。它包括确定壁厚要求的方法，磨损和损坏评估，以及替代壁厚磨损评估方法。本章还涉及使用最小设计文件来检查压力容器的完整性。

Số hiệu13/2021/TT-BCT
Loại văn bản通知
Cơ quan ban hành工贸部
Người kýNguyễn Hồng Diên — Bộ trưởng
Cập nhật13/06/2026
Lĩnh vực未分类
Ngày ban hành27/10/2021
Ngày áp dụng01/07/2022
Ngày hết hiệu lực—
Tình trạng生效中
✦ Tóm lược thông minh

本章提供基于基础结构分析（FSF）评估压力容器继续使用能力的指导。它包括确定壁厚要求的方法，磨损和损坏评估，以及替代壁厚磨损评估方法。本章还涉及使用最小设计文件来检查压力容器的完整性。

Đối tượng áp dụng

使用压力容器的设施及相关技术专家

Các điểm cốt lõi

  • 根据压力、力学和结构确定所需壁厚
  • 评估超出允许限度的磨损
  • 评估由腐蚀、火灾、凹陷和穿孔引起的损坏
  • 使用最小设计文件检查压力容器的完整性
  • 存储完整记录关于压力容器和安全阀设备

🌐 Tác động xã hội từ văn bản này

  • 确保继续使用压力容器的安全性
  • 提供详细的工程技术评估指南
  • 支持存储完整记录以有效跟踪和管理

❓ Câu hỏi thường gặp

如何确定压力容器所需的壁厚？

所需壁厚必须根据压力、力学和结构方面的考虑，通过使用适当的设计公式和标准允许应力来确定。

可以使用哪些替代方法来评估壁厚磨损？

作为第15.4.2点和15.4.3点评估的替代方法，低于所需壁厚的部分可以通过使用ASME第VIII部分第二分部附录4或API 579-1/ASME FFS附录2D的分析设计方法进行评估。

需要存储关于压力容器和安全阀设备的哪些记录？

记录应包含有关压力容器和安全阀设备的所有信息，包括最大允许工作压力和温度的铭牌。

Toàn văn

工商部
_________
中华人民共和国
独立 自由 幸福
________________________
编号：13/2021/TT-BCT 北京，二零二一年十月二十七日

通知
制定国家技术规范
关于基于风险的压力容器检验规则（石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂）
油，天然气加工工厂和化肥厂
___________
 
根据二零一七年八月十八日国务院令第98号《职能配置、职责和机构编制规定》；
根据二零零六年六月二十九日《标准化法》；
根据2007年11月21日《产品质量法》；
根据二零一五年六月二十五日《安全生产法》；
根据二零零七年八月一日国务院令第127号《关于实施<标准化法>和<技术规范>的若干规定》，以及二零一八年五月十六日国务院令第78号《关于修改<国务院令第127号>若干条款的决定》；
根据二零零八年十二月三十一日国务院令第132号《关于实施<产品质量法>的若干规定》，以及二零一八年国务院令第74号《关于修改<国务院令第132号>若干条款的决定》；
根据二零一六年国务院令第39号《关于实施<安全生产法>的若干规定》；
遵照工业技术与环境管理局局长的建议；
商务部部长发布本通知，制定国家技术标准，关于石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂的压力容器基于风险的检验规则。

本通知附带制定地质基础调查、矿产地质调查和矿产勘查钻探工程经济和技术定额。 本通知附带发布国家技术标准，关于石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂的压力容器基于风险的检验规则。

编号：QCVN 13:2021/BCT

第二条 效力实施

本通知及国家技术标准，关于石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂的压力容器基于风险的检验规则自二零二二年六月一日生效。

第三条 实施组织

商务部办公厅主任、工业安全与环境局负责人、科技司负责人、各省、直辖市商务局局长、各相关机关、组织和个人负责人负责执行本通知。

 

部长
（签字）

 
Nguyễn Hồng Diên


 
QCVN 13:2021/BCT
国家技术规范
基于风险的压力容器检验规则（石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂）
炼油厂、天然气加工厂和化肥厂
国家技术标准关于基于风险的压力容器检验规则（石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂）
 
序言
QCVN 13:2021/BCT由基于风险的压力容器检验规则起草小组编写，工业安全与环境局审核，科学技术部审定，商务部部长根据二零二一年十月二十七日发布的第13/2021/TT-BCT号通知发布。
 
国家技术规范
关于石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂的压力容器基于风险的检验规则
国家技术标准关于基于风险的压力容器检验规则（石油炼制厂、天然气加工厂和氮肥厂）
 
第一章 总则
一、调整范围
1.1. 本标准规定了适用于石油炼制厂、天然气加工厂和以天然气或伴生气为原料生产氮肥厂中使用的压力容器的基于风险的检验规则，这些压力容器的结构和分类符合TCVN 8366:2010标准。
1.2. 本标准不适用于：
- 在API 510标准附录A中列出的压力容器。
- 运输设备中的压力容器。
二、适用对象
本标准适用于与安装、使用、维修、保养、检查、测试、检验本标准第1.1条所述压力容器相关的组织和个人。
3. 术语解释
在本标准中，下列术语定义如下：
3.1. 监控位置(CML)
在压力容器上指定的区域进行定期外部检查，直接评估压力容器的状态。CML可以是一个或多个检查点，并使用多种预测性损坏检测技术来实现最高的发现概率。
3.2. 风险
风险是特定事件发生可能性与其在关注时间段内发生的负面后果的结合。
3.3. 基于风险的检查(RBI)
基于风险的检查是指通过管理并评估风险来进行的检查，考虑了设备故障的可能性及其后果，并集中于计划检查因材料损坏而导致的压力容器系统工艺能力丧失。这些风险主要通过设备检查活动进行管理。
3.4. 基于风险的检验
基于风险的检验是指进行职业安全技术检验时考虑基于风险的检查结果。
3.5. 外部检查
外部检查是从压力容器外部进行的检查，以确定影响压力容器完整性的状况或对支撑结构有害的状况。外部检查可以在压力容器运行或停机时进行。
3.6. 内部检查
内部检查是从压力容器内部进行的检查，以确定无法通过常规外部监控CML方法在运行状态下发现的缺陷。
3.7. 运行状态下的检查
运行状态下的检查是从正在运行的压力容器外部进行的检查，使用无损检测方法确定压力容器是否适合继续使用。
3.8. 压力容器工程师
压力容器工程师是使用压力容器设施的管理人员，对与设计审查、技术评估、分析或根据API 510标准规定的压力容器和安全阀的评估相关的事项向设施负责人负责。
3.9. 检查专家
检查专家是使用压力容器设施的检查专家或由该设施接受的承包商的检查专家，经过培训并具备能力进行基于风险的检查。检查专家必须持有按照API 510附录B规定认证的资格证书。
3.10. 非破坏性检测（NDT）
NDT是指使用物理方法进行检测和发现材料内部或表面缺陷而不损害被检对象未来使用能力的过程。
3.11. NDT人员
NDT人员是在其工作范围内，按照设施要求的NDT程序和技术规范执行NDT任务的人员。
NDT人员必须经过培训并持有相应的NDT证书。
3.12. 检定员
检定员是已获得商务部颁发的符合检定对象的检定证书，并持有API 510附录B规定的资格证书的技术安全检定员，执行基于风险的检定任务。
3.13. FFS（Fitness for Service）：继续使用的适用性评估。
3.14. CUI（Corrosion Under Insulation）：保温层下的腐蚀检查。
3.15. IOW（Integrity Operating Windows）：完整性操作窗口。
3.16. MOC（Management of Change）：变更管理。
第二章 技术规定
4. 引用标准
- TCVN 8366:2010 - 压力容器 - 设计和制造要求。
- API 510:2014 - 压力容器检验代码：在役检验、评级、修理和改造（压力容器检验标准）。
- API 572:2016 - 压力容器检验实践（压力容器检验标准）。
- API 579-1/ ASME FFS-1:2016 - 适用性评估（继续使用评估标准）。
- API 580:2016 - 基于风险的检验（基于风险的检验标准）。
- API 581:2016 - 基于风险的检验方法论（基于风险的检验方法标准）。
- ASME PCC-2-2018 - 压力设备和管道修复（压力设备和管道修复标准）。
- API 571:2020 - 石油炼制行业中固定设备的影响损坏机制（固定设备损坏机制评估标准）。
5. 一般要求
5.1. 对实施RBI评价的使用设施的要求：
a) 设施已经建立了并实施了安全管理系统的惯例（ISO/OHSAS/BSI等）。
b) 设施有实施RBI的程序。
c) 设施安排的人力资源满足API 580第5.4点的规定。
d) 设施按照本标准第5.3点的规定收集完整数据。
e) 实施RBI的软件
实施RBI的软件应符合API 580、API 581的相关规定，并允许在运行期间定期更新数据，当有新的安全信息时，在检查评估后，设备检验或必要时补充数据。
5.2. RBI计划的主要组成部分
5.2.1. 维护文档、员工技能、数据需求和分析更新的管理系统。
5.2.2. 发布的事故发生的确定方法。
5.2.3. 发布的后果确定方法。
5.2.4. 发布的通过检查和其他减少活动来管理风险的方法。
5.3. 分析RBI所需的数据必须符合API 580第7.2节的规定。
5.4. 参与RBI评估的人力资源要求
5.4.1. 执行RBI评估的团队
根据RBI项目，以下具体成员将被选入执行RBI评估的团队中：
a) 评估小组组长。
b) 检查专家。
c) 腐蚀评估专家。
d) 技术专家。
e) 风险分析专家。
f) 设施的操作和维护人员。
g) 设施领导代表。
h) 设施的安全和环境人员。
i) 设施的财务和业务分析师（如有需要）。
5.4.2. 团队成员的角色、责任、培训要求和资格
执行RBI评估的团队成员的角色、责任、培训要求和资格规定在API 580第15.2和15.3节。
评估小组组长和风险分析专家必须持有API 580证书，
腐蚀评估专家必须持有API 571或同等资格证书。
使用压力容器设施的负责人在实施RBI时，有责任确保设施使用或从承包商提供的人员经过培训、具有经验和适当的资格。本标准中关于实施RBI的要求必须得到保证并在实施过程中保持。
6. 检查计划
6.1. 制定检查计划
6.1.1. 检查计划是从分析各种数据源建立的。压力容器根据当前或潜在的损坏机制进行评估。NDT的方法和范围必须被评估以确保指定的技术能够充分识别损坏机制、范围和严重程度。检查计划必须基于以下考虑制定进度：
a) 损坏类型。
b) 损坏的发展速度。
c) 设备承受损坏的能力。
d) NDT方法识别损坏的能力。
e) 标准规定的最大时间间隔。
f) 上次检查的范围。
g) 最近的操作历史，包括超出完整性操作窗口（IOW）的水平。
h) 可能影响检查计划的变更管理（MOC）记录。
i) 上一次RBI评估（如果有）。
6.1.2. 当可能影响已确定的损坏机制和速度的变化发生时，检查计划必须进行审查和修改。
6.2 条 ||| 检查计划的最低内容
检查计划必须包括必要的检查内容和日程，以监督故障机制并确保设备（压力容器或泄压装置）的机械完整性。
检查计划包括：
a) 需要的检查类型。
b) 每种检查类型的下次检查日期。
c) 检查技术和无损检测技术。
d) 检查范围、位置及无损检测。
e) 必要的表面清洁要求以进行检查。
f) 压力试验要求。
g) 已预先计划的任何修理。
6.3 条 ||| 检查计划的附加内容
检查计划可能还包括其他内容，以解释基本原因和执行计划。具体如下：
a) 描述设备可能出现和已经发生的损坏类型。
b) 标明损坏的位置。
c) 提出任何特殊接近要求。
7 条 ||| 基于风险的检查（RBI）
7.1 条 ||| RBI评估类型
RBI评估类型按照API 580第5.3节的规定。
7.2 条 ||| 故障可能性评估
故障可能性评估基于所有预期影响压力容器的所有形式的故障。这些故障机制的例子包括：内部或外部金属损失，局部或均匀腐蚀，所有类型的裂纹，冶金、腐蚀或其他机械损伤（例如蠕变、脆化、疲劳等）。此外，还应评估实际检查程序、工具和技术的有效性，用于发现故障机制。在故障可能性评估中需要考虑的其他因素包括：
a) 制造材料的适用性。
b) 压力容器设计条件，与操作条件相关。
c) 使用的设计标准的适用性。
d) 腐蚀监测程序的有效性。
e) 检查和维护工作质量控制和管理程序的质量。
f) 维持压力和结构要求。
g) 运行状况，包括过去和未来的预测。
设备故障数据是此评估的重要信息。
故障可能性评估的内容按照API 580第9节的规定。
7.3 条 ||| 故障后果评估
故障后果取决于压力容器内工艺流体的种类和数量。后果评估考虑由于流体释放可能导致的事故，包括排放物的大小和形式（包括爆炸、火灾或有害暴露）。评估还确定由于流体释放可能导致的事故，包括：对健康的影响、环境影响、压力容器损坏和压力容器停机时间。
故障后果评估的内容按照API 580第10节的规定。
7.4 条 ||| 记录
所有RBI评估必须按照API 580第16节的规定存档，明确所有影响压力容器故障可能性和后果的因素。完成RBI评估后，结果将用于制定压力容器检查计划，并进一步明确以下内容：
a) 最合适的检查方法、工具、技术和无损检测。
b) 无损检测范围。
c) 内部、外部和运行状态下的检查间隔。
d) 发生损坏或维修、更换完成后进行的压力试验要求。
e) 减少压力容器故障可能性和后果的预防和减轻措施。
7.5 条 ||| RBI评估频率
当使用RBI评估来设定压力容器检查间隔时，每次检查后都需更新评估，如API 580第14节所述。当技术或设备发生变化，显著影响损坏速度或机制，或因未预见的故障机制导致事故发生时，也需更新RBI评估。
8 条 ||| 检查准备
8.1 条 ||| 一般要求
在进行压力容器检查和维护时，必须采取预防措施，特别注意压力容器工作介质的危险性和有害性以及在密闭空间或受限空间工作的安全性。
8.2 条 ||| 设备
所有在压力容器工作中使用的工具、设备和个人防护装备必须符合校准、检验规定的要求，并在使用前进行检查。
8.3 条 ||| 通讯
当有人在压力容器内工作时，周围所有人员必须被告知容器内有人工作。在容器内的工作人员必须在他们工作期间被告知任何将在容器内外进行的工作。
8.4 条 ||| 进入压力容器工作
在进入之前，必须主动隔离容器与所有液体、气体、蒸汽、辐射和电力源。容器必须在进入前排空、驱气、清洗、通风并进行检查。必须遵守工程和法律法规的所有安全进入程序。所有受限空间作业的安全程序和许可必须在进入前遵守。检查员必须确保所有可能对容器内人员构成危险的连接管道在检查过程中已隔离或用盲板封闭。
8.5 条 ||| 查阅记录
在执行任何检查要求之前，检查员必须查阅压力容器的操作历史。具体包括：以前的检查结果、维修记录、当前检查计划，以及所有技术评估和类似检查工作。设备故障模式和类型的一般概述参见API 571和API 579-1/ASME FFS-1附录2B。
9 条 ||| 按不同故障机制和类型进行检查
9.1 条 ||| 压力容器可能受到不同类型的故障机制的影响。针对每种潜在故障机制的压力容器检查技术必须是检查计划的一部分。
常见的故障机制和用于识别故障机制的技术描述在API 571中。
9.2. 压力容器损坏的可能性取决于制造材料、设计、制造和运行条件。检查人员必须熟悉这些条件，并了解潜在缺陷的原因和特征以及损坏机制。
9.3. 关于腐蚀、裂纹等损坏机制的详细信息，包括主要因素、类型和典型的检测与监控技术，详见API 571。对于不同的损坏机制，补充建议见API 572。
9.4. 必须评估疲劳裂纹错误并为周期性运行的压力容器制定适当的检查计划（压力、温度）。在应用到周期性运行的压力容器时，考虑以下问题：
a) 初始制造标准中的疲劳设计准则和任何预防措施及特殊制造细节。
b) 内部和外部连接件、管接头、环缝焊缝、修理、变更、损坏及其因应力集中而可能发生的疲劳裂纹。可能需要进行技术分析以确定高应力位置，以便评估和规划检查。
c) 内部或外部腐蚀和应力腐蚀裂纹环境介质的影响及其对容器寿命的影响。
d) 检查频率和适合发现疲劳裂纹的NDT方法，以及测量检查焊缝尺寸的必要性。
10. 压力容器的检查和监测类型
10.1. 检查和监测类型
检查和监测类型包括：
a) 内部检查。
b) 运行状态下的检查。
c) 外部检查。
d) 壁厚检查。
戊) 绝热层下的腐蚀检查。
e) 运行监控。
检查将按照每个压力容器的检查计划进行。应考虑执行第14条规定的检查间隔/频率和范围。在检查过程中确定的腐蚀和其他损坏必须明确其特征、尺寸，并根据第15条进行评估。
10.2. 压力容器内部检查
10.2.1. 一般要求
内部检查按检查计划进行。远程视觉检测技术可以支持内部表面的检查。
可能需要NDT技术来确定容器的具体损坏情况或工作条件，并应在检查计划中指定。API 572第9.4节提供了关于压力容器内部检查的更多信息，并在实施检查时使用。
10.2.2. 压力容器内的设备
当容器配备可拆卸的内部设备时，必须在必要范围内拆除内部设备，以允许检查承压部件的表面。只要不可接近区域的损坏程度不超过可接近区域的损坏程度，则不必完全拆除内部设备。
10.2.3. 压力容器内的衬里和沉积物
检查员在与腐蚀评估专家协商后确定何时需要清除沉积物或衬里以进行全面检查。对于选定区域的现场检查，可能需要彻底清除沉积物以确定容器表面的状态。
内衬需要仔细检查。如果内衬状况良好且没有理由怀疑发生过损坏，则在内部检查期间不需要移除内衬。如果内衬出现损坏、鼓包或裂纹，则需要移除部分内衬以确定内衬和容器表面的状态。可以使用外部NDT技术来确定内衬下的损坏。应考虑执行API 572第4.3节和第9.4.7至9.4.9节规定的压力容器衬里检查。
10.3. 压力容器运行状态下的检查
10.3.1. 运行状态下的检查可能包含在检查计划中。当指定进行运行状态下的检查时，检查计划中确定了合适的NDT技术以发现相关的损坏机制和缺陷类型。
10.3.2. 检查可能包括一些技术以评估与压力容器运行相关的损坏机制。用于运行状态下检查的技术选择必须能够从外部确定特定的损坏机制，并能够在压力容器运行状态下进行。壁厚检查通常是运行状态下检查的一部分。
从外部应用NDT技术以确定内部损坏位置时存在限制，这些问题可能影响这些限制，包括：
a) 制造材料。
b) 焊接材料。
c) 锅炉管、垫板、加强板。
d) 容器内的附件。
戊) 内衬或涂层。
e) 设备的接近性和温度。
己) 用于发现损坏机制所选NDT技术的限制。
10.3.3. 在某些特定情况下，运行状态下的检查可以替代内部检查，具体规定见第14.5.2点。
10.4. 压力容器外部检查
10.4.1. 一般要求
10.4.1.1. 外部检查用于检查容器外部表面、隔热系统、油漆和涂层、支撑结构、相关结构、泄漏点、振动、膨胀补偿和容器安装支架。特别注意检查使用的焊接接头。一旦发现任何泄漏迹象，必须进行检查。
10.4.1.2. 容器必须检查是否有明显的鼓包、凹陷和异常变形。
10.4.2. 地下容器检查
地下容器必须检查其外部表面状况。检查频率应基于保护系统的有效性评估（如有）和从以下一种或多种方法获得的腐蚀速度信息：
a) 在维护管道连接时使用类似材料的操作中。
b) 来自定期检查的类似埋地试样的腐蚀样品和相同材料的部分。
c) 来自实际容器的代表性部分。
d) 来自具有相似条件的一个容器。
在检查地下容器时，需要考虑涂层损坏和/或良好保护系统的可能性。含有轻质碳氢化合物的埋地容器必须进行风险评估，以帮助确定检查频率和计划、良好的保护系统维护以及涂层系统和其他减缓措施。可以使用UT扫描方法测量厚度或使用其他适当的NDT方法从容器内部进行表面状态的确定，以监测外部腐蚀。在执行地下容器检查时，请参考API 571第3.57节中的土壤环境下的腐蚀规定。
10.5. 壁厚检测
10.5.1. 壁厚测量用于确定压力容器部件的壁厚。这些数据用于确定腐蚀速率和容器剩余寿命。
10.5.2. 当短期腐蚀速率与先前确定的速率显著变化时，需要腐蚀专家的意见来确定原因。当腐蚀速率增加时，可能包括补充壁厚测量、对可疑区域进行超声波检查、技术监控、腐蚀监测以及修改压力容器检查计划等适当行动。
10.5.3. 使用压力容器的设施有责任确保所有参与壁厚测量的个人经过培训并具备足够的能力和经验，符合所使用的检查程序的要求。
10.6. 绝热层下腐蚀（CUI）检查
10.6.1. 影响CUI的温度范围
对于外部绝热容器和间歇运行或在以下温度范围内运行的容器，将考虑进行CUI检查：
a) 碳钢和低合金钢从-12°C到175°C。
b) 奥氏体不锈钢从60°C到175°C。
c) 双相不锈钢从138°C到175°C。
10.6.2. 设备上易受CUI影响的位置
对于碳钢和低合金钢，CUI通常表现为局部腐蚀。对于奥氏体不锈钢和双相不锈钢，CUI通常表现为氯化应力腐蚀裂纹。在规划CUI检查时，检查员应考虑最有可能发生CUI的区域，但要注意CUI损坏的位置可能难以预测。对于压力容器，最容易受影响的区域包括：
a) 加强环和包覆层。
b) 管接头和人孔。
c) 其他穿透点。
d) 损坏的绝缘层和可能积水的区域。
f) 绝缘损坏的区域。
e) 容器顶部和底部。
g) 易于积聚水的其他区域。
如果发现CUI损坏，检查员应考虑检查容器上的其他区域。
10.6.3. 移除绝热层
尽管外层可能状况良好，但其下方仍可能发生CUI损坏。
CUI检查可能需要移除部分或全部绝热层。如果外层状况良好且没有理由怀疑内部存在损坏，则无需移除外层进行检查。
考虑是否需要移除绝热层的因素包括但不限于：
a) 由于CUI腐蚀泄漏的后果。
b) 容器或类似设备的CUI检查历史。
c) 外部涂层和包覆层的外观状况。
d) 液体泄漏证据。
f) 设备中断操作。
e) 包覆层下方底漆的状态和使用寿命。
g) 包覆层吸水和保水的能力。
h) 是否能够有效应用专用NDT技术而无需移除包覆层。
此外，在典型CUI问题区域进行的压力容器壁厚测量可以在内部检查时从容器内部进行。
10.7. 运行监督
操作人员必须报告设备异常情况，包括：振动、泄漏迹象、异常噪音、隔热性能下降、安全阀开启、变形、凹陷、温差、绝热层下出现锈蚀等。
11. 监测位置（CML）
11.1. 一般要求
CML是在压力容器上指定的位置，定期进行检查以监测腐蚀的存在和程度。选择CML的类型和位置必须考虑流体引起的局部腐蚀和特定损坏的可能性，参见第9条和API 510第5.4节。不同类型的CML示例包括壁厚测量位置、应力腐蚀裂纹检查位置和高温氢攻击检查位置。
11.2. CML检查
11.2.1. 每个压力容器都必须通过在CML处进行一定次数的代表性检查来进行内部检查或运行状态检查，以满足要求。需要计算腐蚀速率、剩余寿命和下次检查时间。腐蚀速率最高和寿命最短的CML将是下一个计划检查的一部分。
11.2.2. 如果发生故障可能导致高风险、承受较高腐蚀速率、局部腐蚀和来自其他结构的高损坏率的压力容器，将有更多的CML，并且会更频繁地进行监测。腐蚀速率必须根据连续测量确定，下次检查时间也应相应设定。
11.2.3. CML处的最小壁厚可以通过超声波测量或其他合适的方法确定。
11.2.4. 在检查点区域内进行的一系列测量中记录的最小或平均剩余壁厚必须被记录下来，并用于计算腐蚀速率。
11.2.5. CML和检查点必须定期存档，以便在后续测量中提高金属腐蚀状态的准确性。
11.3. CML的选择和位置
11.3.1. 关于CML的类型、数量和位置的决定应考虑以前检查的结果、腐蚀形式和预计损坏以及失去容积能力的潜在后果。CML必须在容器上合理分布，以提供对主要部件和连接管路的全面监控范围。
11.3.1.1. 对具有以下任何特征的压力容器，需要选择更多的CML：
a) 在泄漏情况下可能立即导致安全或环境紧急情况，除非已知内部腐蚀速度相对较低且均匀。
b) 预计或经验表明腐蚀速度较高。
c) 可能发生局部腐蚀。
11.3.1.2. 对具有以下三个特征中的任何一个的压力容器，可以选择较少数量的CML：
a) 泄漏情况下不太可能导致安全或环境紧急情况。
b) 媒质相对不具腐蚀性。
c) 腐蚀率总体上是均匀的。
11.3.2. 当发生的可能性和事故后果被评估为低时，可以减少或移除CML的数量，此时需咨询腐蚀评估专家的意见。
12. 状态评估方法
12.1. 检测技术的选择
12.1.1. 一般要求
在选择用于压力容器检测过程的技术时，应考虑可能发生的所有类型的损坏。应咨询腐蚀评估专家或风险分析专家以确定损坏类型、无损检测技术及检测程度。
12.1.2. 表面准备
根据具体情况进行表面准备和无损检测表面评价。
12.2. 壁厚测量方法
12.2.1. 测量壁厚是确定腐蚀程度所必需的。
12.2.2. 应优先使用超声波扫描技术或变形射线照相技术来处理局部腐蚀或剩余壁厚接近极限的情况。
12.2.3. 必须考虑金属温度对壁厚测量精度的影响。
12.2.4. 必须考虑执行过程中影响测量精度的因素并尽量减少误差出现。可能影响超声波测量准确性的因素包括：
a) 设备校准不当。
b) 表面涂层或锈蚀。
c) 表面粗糙度过大。
d) 对象曲率半径对探头接触的影响。
e) 表面下材料裂纹，如分层。
f) 温度影响（高于65°C）。
g) 缺陷检测屏幕小。
h) 对薄材料使用二次反射。
i) 无损检测人员的经验。
13. 水压试验
13.1. 在首次投入使用前、更换或重大维修后、或定期检验到期后进行水压试验。
13.2. 水压试验应在整个容器上进行。然而，在某些情况下，可以对代表部分进行水压试验代替整体试验。
13.3. 水压试验压力
对于按照ASME标准，第VIII部分，第一卷设计的容器，其最小水压试验压力如下：
对于1999年之前生产的设备：
 
对于1999年之后生产的设备：
 
其中：
Pth：试验压力，MPa。
Plv：最大允许工作压力，MPa。
S1：试验温度下的许用应力，MPa。
S2：设计温度下的许用应力，MPa。
13.4. 替代水压试验的方法
13.4.1. 如果没有重大变更或修理，根据检查结果和RBI评估，检验机构和使用单位应评估并决定是否需要进行水压试验。
13.4.2. 在重大变更或修理后或定期检验中使用无损检测替代水压试验时，必须进行FFS评估以确定重要缺陷尺寸，并指定无损检测技术的接受标准。参考ASME PCC-2第502条关于无损检测替代压力测试的规定。
14. 检查间隔/频率和检查程度
14.1. 一般要求
14.1.1. 为了确保容器的完整性，所有压力容器及其安全阀必须按照本条款规定的检查间隔/频率进行检查和测试。
14.1.2. 合适的检查将提供必要的信息，以确定所有部件或关键部件在下次检查前的安全运行状态。停机和启动的风险、由于容器表面与空气和湿度接触而导致的腐蚀增加必须在制定内部检查计划时予以评估。
14.2. 安装和操作变更期间的检查
14.2.1. 安装容器
压力容器在安装时必须进行检查。收集所需的基本信息并在指定的CML处进行初始壁厚测量。
14.2.2. 操作变更
14.2.2.1. 如果容器的操作状况发生变化，必须为新的操作状况设定检查间隔。
14.2.2.2. 如果容器的所有权或安装位置发生变化，容器必须在重新使用前进行全面内外部检查。此外，还必须为新操作设定允许条件和检查间隔。
14.2.2.3. 在某些情况下，可能需要重新分析或确认使用单位的技术要求。
14.3. 根据RBI设定检查间隔
14.3.1. RBI评估可用于设定内部检查、运行状态检查和外部检查的适当检查间隔，以及安全阀的检查和测试间隔。
14.3.2. 当RBI设定的内部检查或运行状态检查间隔超过10年时，必须在不超过10年或更短的时间内由压力容器工程师和技术检查专家审查和批准，如果存在技术、设备或后果变化。
14.3.3. RBI评估结果可用于延长内部检查或运行状态检查的时间间隔。此时，评估必须包括对安全阀设备的历史检查记录和损坏可能性的评估。
14.3.4. RBI评估必须符合API 580标准。
14.4. 外部检查
14.4.1. 每个地面储罐必须在不超过五年的时间间隔内进行一次外部目视检查，或者要求进行内部检查或运行状态检查。
14.4.2. 对于非连续工作的储罐，外部检查的时间间隔与连续工作的储罐相同，因为非连续工作的储罐外部环境没有变化。
14.5. 内部检查、运行状态检查和壁厚测量
14.5.1. 检查时间间隔
14.5.1.1. 内部检查或运行状态检查与壁厚测量之间的时间间隔不得超过储罐剩余寿命的一半或十年，取较小值。
当剩余寿命少于四年时，检查时间间隔可以是剩余整个生命周期，但最多为两年。该时间间隔由检验专家或压力容器工程师根据业主/使用单位的质量管理系统确定。
14.5.1.2. 对于非连续工作的压力容器，该时间间隔基于容器实际工作年数，前提是当不工作时，压力容器：
a) 与工艺液体隔离。
b) 不接触腐蚀性内部环境。
非连续工作的且未充分保护免受腐蚀环境的压力容器可能在不运行期间增加内部腐蚀。在设定内部检查或运行状态检查时间间隔之前，必须仔细考虑腐蚀速率。
14.5.1.3. 设定所需检查时间间隔的另一种方法是计算每个部件在第15.3点规定的最大允许工作压力。除非进行了RBI评估，否则通过这种方法的最大检查时间间隔也是十年。
14.5.2. 运行状态检查代替内部检查
14.5.2.1. 在以下情况下，运行状态检查可替代内部检查：
a) 当储罐尺寸或几何形状不允许人员进入内部进行检查时。
b) 对于可以进入内部进行检查的储罐，但同时满足以下条件：
- 储罐均匀腐蚀速率的测量和计算值小于0.125毫米/年。
- 剩余寿命大于十年。
- 容器内介质的腐蚀特性在过去至少五年内，在类似操作条件下按照API 510第3.1.67节的规定被监测并建立。
- 外部检查过程未发现异常迹象。
- 壳体运行温度不超过表1中材料的蠕变温度限制。
表1 材料的蠕变温度限制
材料种类 材料的蠕变温度限制
碳钢（UTS≤414MPa）
343°C （UTS>414MPa）
碳钢（UTS≤414MPa）
371°C 石墨化碳钢
C-1/2Mo合金钢 石墨化碳钢
399°C 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-正火和回火
427°C 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
2-1/4Cr-Mo合金钢-正火和回火 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
2-1/4Cr-1Mo合金钢-退火 427*0
2-1/4Cr-1Mo合金钢-淬火和回火 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
2-1/4Cr-Mo合金钢-V 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
441°C 3Cr-1Mo-V合金钢
5Cr-1/2Mo合金钢 3Cr-1Mo-V合金钢
7Cr-1/2Mo合金钢 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
9Cr-1Mo合金钢 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
9Cr-1Mo-V合金钢 1-1/4Cr-1/2Mo合金钢-退火
454°C 12Cr合金钢
482°C AISI 304及304H不锈钢
510°C AISI 316及316H不锈钢
538°C AISI 321不锈钢
538°C AISI 321H不锈钢
AISI 347不锈钢 AISI 321不锈钢
AISI 347H不锈钢 AISI 321不锈钢
合金800 AISI 321不锈钢
565°C 合金800H
合金800HT 合金800H
合金HK-40 合金800H
649°C - 使用不会导致裂纹或氢损伤机制的内部介质运行。
- 储罐内部没有完全粘合的衬里层，例如条状或板状衬里。
14.5.2.2. 如果不符合14.5.2.1段b的要求，则下一次检查将是内部检查。如果RBI评估确定相关风险水平可接受，并且非破坏性外部检测方法足够可靠以评估和确定储罐的失效机制，则可以在内部检查后执行运行状态检查。评估需要考虑过去、现在和预期未来的技术过程和储罐内的介质。
14.5.2.3. 运行状态检查代替内部检查，由检验专家根据类似储罐的内部检查结果来决定是否实施。
14.5.2.4. 在比较具有相同或相似操作的压力容器时，可以应用以下内容。
a) 当一个压力容器已经进行了内部检查，其结果可以用于确定另一个在同一操作和条件下工作的压力容器是否可以用运行状态检查代替内部检查。
b) 当两个或多个压力容器串联安装并且没有中间引入的腐蚀性污染物，操作条件相同且有完整的腐蚀历史数据时，检查其中一个（最好是最差情况）可以代表所有容器。
c) 当考虑类似操作条件的应用程度时，风险评估或RBI分析可能有助于确定基于比较一个压力容器与其他压力容器以及一组中已检查的压力容器数量的内部检查和运行状态检查要求。
C) 在考虑类似操作条件下的环境适用程度时，风险评估或RBI分析可能有助于确定基于将一个压力容器与其他容器进行比较以及在一组中检查的压力容器数量的内部检查和运行状态下的检查要求。
14.5.2.5. 在运行状态检查中进行时，NDT的类型和范围必须在批准的计划中指定。这可能包括超声波测厚、X射线或其他适当的NDT方法来测量金属厚度或评估承压部件的完整性。
14.5.2.6. 在某些特殊情况下，位于工艺生产线中的压力容器无法停止运行或内部装有催化剂的压力容器，在打开容器时必须更换全部催化剂的情况下，内部检查可以由外部NDT检查替代。然而，制定NDT检查方案应咨询技术版权供应商、催化剂供应商或压力容器供应商的意见。当具备打开容器条件或到更换全部催化剂的时间点时，必须进行内部检查。管理、使用组织和个人必须保持并对其设备的安全工作条件负责。
14.5.3. 多区域容器
对于一个具有两个或多个不同腐蚀速率区域的大容器，在确定检查间隔或用运行状态检查代替内部检查时，每个区域可以独立处理。每个区域将根据其自身的检查间隔进行检查。
14.6. 安全阀装置
14.6.1. 安全阀装置必须在足够频繁的时间间隔内进行检查和测试，以验证这些设备在特定操作条件下可靠运行。所有安全阀装置的检查间隔由检验专家、压力容器工程师或系统质量管理体系下的其他合格人员确定。
14.6.2. 除非RBI评估表明更长的间隔是可以接受的，对于通常工艺流体中的安全阀装置，测试和检查间隔不得超过：
a) 通常工艺流体为5年。
b) 清洁流体（未混合且不腐蚀）为10年。
14.6.3. 当发现安全阀严重卡住或堵塞时，检查和测试间隔需要重新评估，以确定是否应缩短间隔。评估必须确定导致故障的原因或使安全阀不能正常工作的原因。
15. 检查数据的评估、分析和记录
15.1. 确定腐蚀速率
15.1.1. 已安装的压力容器
15.1.1.1. 腐蚀速率通过两次厚度测量值之差除以两次测量之间的时间间隔来确定。确定腐蚀速率可能包括从多次测量获得的数据。短期腐蚀速率通常由最近两次测量值确定，而长期腐蚀速率则使用最近一次测量值和设备生命周期开始时的测量值。
这些不同的速率有助于识别近期的腐蚀机制与长时间存在的机制。
长期腐蚀速率(LT)按以下公式计算：
 
短期腐蚀速率(ST)按以下公式计算：
 
其中：
t1 = 在同一CML位置t3处的初始厚度。可以在该CML位置首次测量或在新的腐蚀环境开始时测量，单位为毫米(mm)。
t2 = 在前次检查过程中在同一测量位置t3处测量的先前厚度，单位为毫米(mm)。
t3 = 在最近一次检查中实际测量的CML厚度，单位为毫米(mm)。
15.1.1.2. 当作为数据评估的一部分评估腐蚀速率时，检验专家在腐蚀评估专家的建议下，必须选择最能反映当前状况的腐蚀程度。在腐蚀区域中使用腐蚀速率计算剩余寿命和下次检查间隔时，必须考虑以下问题：
a) 腐蚀失效机制是均匀腐蚀还是局部腐蚀。
b) 受液体、侵蚀性液体或腐蚀-侵蚀影响的区域。
c) 腐蚀开始时间的估计（如果不是从初始操作开始），作为测量容器壁损失的基础，并确定合适的腐蚀速率计算时间。
d) 可能发生过程变化导致腐蚀的位置。
e) 结垢层对保护部件免受腐蚀或失去这种保护的影响。
f) 积液区可能加速腐蚀的可能性。
g) 继续在完整操作窗口(integrity operating window)范围内运行。
15.1.2. 新安装或改变操作条件的压力容器
对于新安装的压力容器或操作条件发生变化的压力容器，将使用以下方法之一来确定可能发生的腐蚀速率。可以从该速率估算剩余寿命和检查间隔。
15.1.2.1. 腐蚀速率可以通过业主或使用设施在类似操作条件下收集的数据来计算。如果在类似操作条件下没有可用的数据，则考虑其他选项。
15.1.2.2. 腐蚀速率可以通过腐蚀评估专家估算。
15.1.2.3. 腐蚀速率可以从类似操作条件下公开的数据中估算。
15.1.2.4. 如果上述任何一项都无法确定腐蚀速率，则应在大约3至6个月的操作后，通过使用适当的腐蚀监测设备或实际测量容器厚度来进行运行状态确定。随后的确定应在适当的时间间隔内进行，直到确定腐蚀速率为止。
15.2. 计算剩余寿命
15.2.1. 根据腐蚀速率计算的容器剩余寿命（以年计）按以下公式计算：
 
其中：
t实际 = 在最近一次检查中实际测量的一个CML（毫米）的厚度。
t要求 = 同一CML或部件在测量t实际时的要求厚度（毫米）。它由设计公式计算，不包括制造商允许的制造公差或腐蚀附加厚度。
15.2.2 条款中可以使用统计分析来确定腐蚀速度和计算压力容器部件的剩余寿命。
可以应用该统计方法来评估替代内部检查（第14.5.2.1款b点）或确定内部检查的时间间隔。必须注意确保统计处理结果数据反映压力容器部件的实际状况，特别是那些局部腐蚀的部件。统计分析不得应用于随机但显著局部腐蚀的压力容器。分析方法必须以书面形式发布。
15.3 确定允许的最大工作压力
15.3.1 压力容器继续使用的允许最大工作压力必须基于使用最新版本的ASME标准或制造标准进行的计算确定的结果。这些计算得出的允许最大工作压力不得超过初始允许最大工作压力，除非根据API 510第8.2节进行了重新评估。
15.3.2 计算仅可在满足所用标准要求的以下必要细节后进行：端盖、壳体和管接头加强件；材料技术要求；允许应力；焊接强度系数；接受检验标准；以及循环操作要求。
15.3.3 在腐蚀介质中，用于这些计算的壳体厚度必须是通过最近一次检查测得的实际厚度减去两次预计到下一次检查前的腐蚀损失：
 
其中：
Crate = 控制腐蚀速率，毫米/年。
Ibên trong = 内部检查或运行状态检查周期，年。
tthực tế = 最近一次检查测得的CML实际厚度，毫米。
15.3.4 当确定的实际检查厚度大于或小于报告测试材料或制造商数据报告中的报告厚度时，特别是在铸造制造的情况下，必须进行多点厚度测量。
15.4 局部腐蚀区域的FFS分析
15.4.1 一般要求
对于压力容器的任何部分，其实际厚度和最大腐蚀速率可以在以下任何检查中调整。
15.4.2 局部腐蚀区域的评估
15.4.2.1 对于尺寸较大的腐蚀区域，壁厚可沿长度方向平均计算，不超过以下值：
a) 对于内径不大于1500毫米的容器，取容器半径的一半或500毫米，取较小者。
b) 对于内径大于1500毫米的容器，取容器直径的三分之一或1000毫米，取较小者。
15.4.2.2 沿指定长度，厚度测量应在等距位置进行。对于尺寸较大的区域，可能需要在腐蚀区域内评估多个路径以确定平均厚度最低的长度。必须满足以下标准才能使用平均厚度：
a) 金属损耗相对均匀，没有裂纹（即局部应力集中不明显）。
b) 设备不在疲劳极限范围内运行。
c) 零件不按循环方式运行。
d) 数据集必须包括至少15个测量点。
e) 最低读数不得低于要求的50%。
f) 测量点数量必须包括平均厚度。
15.4.2.3 如果控制周向应力（大多数容器的情况），则沿纵向进行厚度测量。如果控制轴向应力（由于风载荷或其他因素），则沿周向（弧长）进行厚度测量。
15.4.2.4 当接近非连续结构（例如管接头、锥形过渡段、法兰连接）进行平均厚度测量时，平均厚度的限制必须与加强区（或局部应力高的其他区域）和外部或加强区（或局部应力高的其他区域）分开考虑。
a) 当接近管接头进行平均厚度测量时，指定长度不得延伸至制造标准规定的加强区边界。必须考虑设计中包含的任何附加加强。
b) 非连续结构区域的平均厚度的技术考虑在API 573-1/ASME FFS-1第4部分中提供。
15.4.2.5 当根据第15.2点进行剩余寿命计算时，腐蚀区域内的任何长度的最小平均厚度将替换tthực tế。
15.4.3 点蚀评估
在检查过程中，如果分散的点蚀位置满足API 510第7.4.3节的所有规定要求，则可以忽略。
15.4.4 替代厚度减薄评估方法
15.4.4.1 作为第15.4.2点和15.4.3点评估的替代方案，厚度小于要求厚度的部分可以通过使用ASME第VIII卷第二分部附录4或API 579-1/ASME FFS附录2D的方法进行分析设计评估。
15.4.4.2 使用ASME第VIII卷第二分部附录4时，如果设计应力小于或等于温度下的最小屈服强度的三分之二（SMYS），则必须用第二分部的最大允许应力（Sm）代替初始压力容器设计中使用的应力值。如果初始设计应力大于温度下的最小屈服强度的三分之二，则应指定温度下的最小屈服强度的三分之二代替Sm。
15.4.5 调整焊接接头强度系数
当容器表面远离焊缝且焊接接头强度系数小于1时，可以独立使用适当的焊接接头强度系数（通常是1）进行计算。在这种情况下，焊缝附近的表面包括焊缝两侧各25毫米或两倍要求厚度，取较大者。
15.4.6 容器端部的腐蚀区域
15.4.6.1. 椭圆形和球形端部在腐蚀区域所需的厚度可按以下方法确定：
a) 在圆筒端部的弯曲部分，使用制造标准中适用的端部公式。
b) 在端部中间部分，使用制造标准中的半球形端部公式。端部中间部分被定义为直径等于筒体直径80％的中心点。
15.4.6.2. 对于球冠形端部，在半球形端部公式中使用的半径是球冠的半径。
15.4.6.3. 对于椭圆形端部，在半球形端部公式中使用的半径必须是等效球半径K1xD，其中D是筒体（内径），K1见表2。在表2中，h是短轴的一半长度。对于多个椭圆形端部，D/2h - 2。
表2 球半径系数K1值
D/2h K1
3,0 1,36
2,8 1,27
2,6 1,18
2,4 1,08
2,2 0,99
2,0 0,90
1,8 0,81
1,6 0,73
1,4 0,65
1,2 0,57
1,0 0,50
注：等效球半径为K1D；轴比为D/2h。允许对中间值进行插值。
15.5. FFS评估（适用于继续使用）
发现可能影响其承载能力（包括压力载荷和其他应用载荷，例如重量、风力等，根据API 579-1/ASME FFS-1）的压力部件缺陷时，必须对其进行继续使用评估。可以使用符合API 579-1/ASME FFS-1的评估方法进行此评估，并且必须应用于观察到的具体损坏。可以使用以下技术替代第15.4点中的评估技术。
15.5.1. 为了评估超过允许腐蚀损失的金属损失，FFS评估可以按照API 579-1/ASME FFS-1，第4、5或6部分进行。该评估需要使用基于本标准第6部分设定的未来腐蚀损失值。
15.5.2. 为了评估鼓包、氢致裂纹（HIC/SOHIC）损伤和分层，必须分别按照API 579-1/ASME FFS-1的第7部分和第13部分进行相应的FFS评估。在某些情况下，这将要求使用基于本标准第6部分设定的未来腐蚀损失厚度。
15.5.3. 为了评估焊接偏差和容器变形，必须按照API 579-1/ASME FFS-1的第8部分进行FFS评估。
15.5.4. 为了评估裂纹型缺陷，必须按照API 579-1/ASME FFS-1的第9部分进行FFS评估。
15.5.5. 为了评估腐蚀损坏的影响，必须按照API 579-1/ASME FFS-1的第10部分进行FFS评估。
15.5.6. 为了评估火灾损坏的影响，必须按照API 579-1/ASME FFS-1的第11部分进行FFS评估。
15.5.7. 为了评估凹陷和穿孔部件的损坏，必须按照API 579-1/ASME FFS-1的第12部分进行FFS评估。
15.6. 确定所需厚度
所需厚度应基于使用压力、力学和结构考虑，采用适当的计算公式和标准允许应力来确定。对于在事故中可能导致严重后果的介质，必须考虑增加计算出的最小厚度，以提供未预见或未预先确定的负载或未发现的金属损失。
15.7. 使用最少资料评估现有设备
对于没有铭牌且设计和制造资料最少或没有的承压容器，可以使用以下步骤来验证其操作完整性：
a) 进行检查以确定容器状况，包括所有必要组件的完整尺寸检查，以确定所需的最小厚度和容器设计的合理性。
b) 确定设计参数并准备图纸。
c) 根据适用的标准进行设计计算。对于1999年之前设计且未按照ASME案例2290或2278设计的容器，不得使用当前ASME标准（基于3.5设计系数）的允许应力值。对于1999年之前设计且未按照ASME案例2290或2278设计的容器，应使用1999年前ASME标准（基于4.0或5.0设计系数）的允许应力值。
如果不知道初始射线照相程度，则应使用API 510第7.7节规定的焊缝接头强度系数。
d) 铭刻最大允许工作压力和温度、最低允许工作温度以及制造日期。
e) 按照用于设计计算的设计制造标准的要求进行压力试验。
15.8. 报告和记录
15.8.1. 使用承压容器的基础单位必须保存完整的承压容器和安全阀设备记录。记录应在每个设备的使用寿命期间保存，并定期更新与操作、检查和维护历史相关的最新信息。
15.8.2. 承压容器和安全阀设备记录必须包含以下四类信息，以确保机械完整性：
a) 设计和制造信息。
b) 检查历史。承压容器的RBI记录必须遵循API 580第16节。记录还应说明每项检查建议的处理情况，包括未执行检查建议的原因。
c) 维修、变更和重新评估的信息：
- 按照API 510附录D的维修和变更表格；
- 提供给仍在运行但存在已确定缺陷、临时修复或修复建议的设备的报告，直到完成修复为止的FFS评估报告；
- 重新评估文档（包括重新评估计算、新设计条件和测试结果）。
d) FFS评估的文档要求规定在API 579-1/ASME FFS 1第2.8节。
15.8.3. 运行和维护记录，如操作条件、可能影响机械完整性的工艺事件和技术故障、维护损坏，必须保存并在专业检查员要求时随时可用。参考API 572附录C的记录模板。
第三章 压力容器安装、使用、维修、保养、检验、试验、检测的组织和个人责任
条 16. 定期压力容器检验期限规定如下：
a) 外部和内部检查：每3年一次。
b) 外部、内部检查及压力试验：每6年一次。
对于盛装腐蚀金属介质的容器，上述检查期限减少三分之一时间。
条 17. 若使用单位已实施符合规定的RBI，检验员需考虑在压力容器检验过程中使用RBI检查结果。
条 18. 安装、维修、保养、检查、测试、咨询和检验压力容器的组织和个人，在执行与RBI相关的任务时，必须遵守本标准的相关规定。
IV. 组织实施
条 19. 工业技术安全与环境管理局负责与相关机构和单位合作，指导并监督本标准的执行情况。
每年定期，工业技术安全与环境管理局负责检查和评估使用单位进行RBI评估的情况。
根据管理需要，工业技术安全与环境管理局负责建议工业和信息化部部长修改和完善本标准，
条 20. 各省、直辖市工业和信息化局负责在其管辖区域内检查本标准规定的执行情况。
条 21. 若越南是缔约方的国际条约有不同于本标准的规定，则按照该国际条约的规定执行。/。
 

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Căn cứ 9
127/2007/NĐ-CP Nghị định số 127/2007/NĐ-CP Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Tiêu chuẩn và Quy chuẩn kỹ thuật Còn hiệu lực 84/2015/QH13 Luật An toàn, vệ sinh lao động số 84/2015/QH13 Còn hiệu lực 98/2017/NĐ-CP Nghị định số 98/2017/NĐ-CP Quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương Hết hiệu lực 68/2006/QH11 Nghị quyết số 68/2006/QH11 Về dự toán ngân sách nhà nước năm 2007 Còn hiệu lực 74/2018/NĐ-CP Nghị định số 74/2018/NĐ-CP Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 132/2008/NĐ-CP ngày 31 tháng 12 năm 2008 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều Luật chất lượng sản phẩm, hàng hóa Còn hiệu lực 132/2008/NĐ-CP Nghị định số 132/2008/NĐ-CP Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật chất lượng sản phẩm, hàng hóa Còn hiệu lực 39/2016/NĐ-CP Nghị định số 39/2016/NĐ-CP Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật An toàn, vệ sinh lao động Còn hiệu lực 05/2007/QH12 Luật Chất lượng sản phẩm, hàng hoá số 05/2007/QH12 Còn hiệu lực 78/2018/NĐ-CP Nghị định số 78/2018/NĐ-CP Sửa đổi, bổ sung một số đều của Nghị định số 127/2007/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2007 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều Luật tiêu chuẩn và quy chuẩn kỹ thuật. Còn hiệu lực
13/2021/TT-BCT
通知13/2021/TT-BCT关于石油炼制厂、天然气加工厂和化肥厂的压力容器检验规则
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