Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Ответы к экзамену по курсу Сооружение и ремонт газохранилищ и нефтебаз - файл n1.doc


Ответы к экзамену по курсу Сооружение и ремонт газохранилищ и нефтебаз
скачать (5713.5 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.doc5714kb.27.12.2012 10:53скачать

Загрузка...

n1.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...


  1. Вертикальные резервуары.

Наиболее распространенным типом резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов являются вертикальные стальные цилиндрические резервуары.

Эти резервуары различаются между собой в основном конструкцией покрытия и объемом. По объему типовые резервуары регламентируются нормальным рядом (Объем: 100; 200; 300; 400; 500; 700; 1000;2000; 3000; 5000; 10 000; 20 000; 30 000; 50 000 м3). Все резервуары данного нормального ряда (исключая резервуары объемом свыше 20 000) строят индивидуальным методом из рулонных заготовок. Резервуары свыше 20 000 сооружают полистовым способом. Наибольшее распространение получили резервуары объемом 5000 м3,10 000, 20 000, 30 000.

Вертикальные резервуары для нефти РВС изготавливаются емкостью от 100 до 5 000 куб.м.:

-в рулонном и полистовом исполнении

-со стационарными крышами;

-с плавающими крышами;

-с понтоном;

- с подогревом и утеплением;

- одностенного или двустенного исполнения;

-по специальным проектам, с привязкой к конкретным условиям эксплуатации;

-металлоконструкции резервуаров с понтоном и плавающей крышей комплектуются уплотняющими затворами.

По величине рабочего давления в газовом пространстве резервуара различают резервуары низкого давления(до 2оооПа), резервуары с повышенным давлением (до 70 000Па) и атмосферные резервуары (для хранения тяжелых продуктов – масла, мазута и др.). По конструкции стальные резервуары делятся: вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, каплевидные и траншейные.

Тип покрытия зависит от объема резервуара: коническое покрытие соответствует резервуарам объемом менее 5 000 м3, сферическое покрытие – резервуарам объемом 10 000 м3 и свыше.

  1. Виды и периодичность обследования резервуаров.

Периодическое плановое обследование резервуаров позволяет cделать оценку технического состояния резервуара, рассчитать остаточный ресурс и определить срок следующего обследования.

При обследовании основания и отмостки следует обращать внимание на:

    • плотность прилегания днища резервуара к основанию;

    • наличие пустот из-за размыва основания атмосферными осадками или утечками из резервуара;

    • состояние отмостки - ее сохранность, проектные размеры, плотность прилегания к основанию;

    • погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара;

    • наличие выбоин и трещин в отмостке и кольцевом лотке;

    • наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка.

Внешний осмотр сварных соединений осуществляется согласно ГОСТ 5264 - 80, ГОСТ 8713 - 79 и СНиП 3.03.01 - 87 и проекту на резервуар.При этом осмотру и измерению геометрических параметров сварных соединений подлежат:

    • все сварные соединения первых четырех нижних поясов и прилегающая к ним зона термического влияния (ЗТВ) на расстоянии не менее 20 мм в каждую сторону от шва;

    • сварное соединение стенки с днищем и прилегающие к нему зоны на наличие трещин, сварные швы окраек днища между собой и с центральной частью днища;

    • 100 %-ной проверке следует подвергать швы, которые были ранее переварены (при предыдущем ремонте).

При этом выявляют следующие наружные дефекты с применением лупы увеличением в 10 крат:

    • коррозионные поражения сплошного и локального характера;

    • несоответствие размеров и геометрии сварных швов проектным размерам и стандартам (по специальным шаблонам);

    • трещины всех видов и направлений с обязательным выявлением и отметкой концов трещины;

    • наплывы, непровары, цепочки шлаковых включений и газовых пор;

    • забоины и задиры металла;

    • вырывы и подрезы металла;

    • не заваренные кратеры и другие дефекты.


Недостатки методов диагностики и нормативных документов

  • невозможность получения полных сведений о НДС конструкций резервуара в целом и выявления наиболее слабых участков; недостаточная разработка расчетных схем конструкций резервуара, учитывающих характер повреждений;

  • отсутствие достаточно разработанной нормативной документации, являющейся основным документом, регламентирующим ввод резервуара в эксплуатацию и возможность его дальнейшей эксплуатации;

  • отсутствие полного расчета на малоцикловую нагруженность;

  • отсутствие описания технологии, применяемой для устранения дефектов, что требует разработки технологических карт в каждом конкретном случае;

  • расчет резервуаров не учитывает возможные начальные несовершенства и их влияние на работу резервуара и сводится к расчету оболочки только по безмоментной теории на осесимметричную нагрузку и учет краевого эффекта, возникающего в зоне сопряжения днища резервуара со стенкой;

  • в расчетах учитывается упрощенно угловатость замыкающего монтажного стыка, влияющая на количество циклов при малоцикловой нагруженности.

  • Не предусматривается выявление и изучение динамики роста трещин в металле, а дефекты днища выявляются только после опорожнения и зачистки резервуара.

  • Методы расчета остаточного ресурса недостаточно разработаны и сводятся к оценке некоторых параметров, в то время как необходима оценка изменения НДС, а также законов накопления повреждений и факторов, влияющих на скорость их роста.

  • Методики расчета прочности резервуара с учетом хрупкого разрушения еще во многом несовершенны.

Частичное техническое обследование РВС без вывода его из эксплуатации

  • изучение технической документации и анализ имеющейся ин­формации по эксплуатации резервуара;

  • •сбор и анализ сведений о датах и результатах проведенных ранее работ по диагностированию; о видах и датах аварий; динамике развития дефектов и повреждений;•осмотр конструкций резервуара с наружной стороны, инстру­ментальный замер геометрических параметров на всем протя­жении сварных швов (заводских и монтажных) с помощью шаблонов, с целью выявления наружных дефектов: несоот­ветствия размеров швов требованиям СНиП 3. 03. 01-87, ПБ 03-605-03, ГОСТ и проекта, трещин всех видов и направлений: наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;проведение акустико-эмиссионной диагностики стенки резер­вуара с выявлением мест концентрации напряжений и после­дующей проверкой их ультразвуковой дефектоскопией;

  • проведение АЭ днищ резервуаров с выдачей заключения о степени коррозии днища;

  • •измерение толщины каждого листа первого пояса стенки, 2 и 3 поясов по четырем образующим и остальных поясов по од­ной образующей стенки резервуара, выступающих окрайков днища и настила кровли;•100% ультразвуковой контроль всех верти­кальных и горизонтальных сварных швов и перекрестий свар­ных швов стенки, (кроме двух поясов, примыкающих к кров­ле), сварного шва между стенкой и днищем, швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуара;•измерение геометрической формы стенки при минимальном и максимальном уровне налива и нивелирование наружного контура днища;проверка соответствия требованиям проекта и норм размещения люков и патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным швам;

  • оценка состояния и геометрического положения узлов врезок приемо-раздаточных патрубком в стенку резервуара;

  • контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-раздаточных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной системы;

  • нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геодезичес­кую съемку обвалования;

  • проверка состояния основания и отмостки;

  • поверочные расчеты конструкций резервуара;

  • •выполнение эскизов (карт обследования) стационарной (плавающей) крыши, развертки стенки резервуара с нанесенными на них дефектами повреждениями и точками измерения толщины элементов;выводы по результатам диагностирования с основными данными, характеризующими состояние отдельных элементов конструкции или резервуара в целом;

  • составление дефектной ведомости с указанием мест расположения дефектов на эскизах или чертежах;

  • •составление отчета (заключения) о техническом состоянии резервуара с указанием возможности и условий дальнейшей безопасной эксплуатации и очередного срока и вида диагностирования;для резервуаров с плавающей крышей дополнительно провер­ка состояния элементов затвора, водоспуска и рабочих пара­метров катучей лестницы, измерение зазора между плаваю­щей крышей и затвором;

  • нивелирование опорной фермы катучей лестницы;

  • измерение толщины центральной части и коробов плавающей крыши.

  • проверка наличия или отсутствия нефти в коробах и ливнеприемнике водоспуска плавающей крыши.


Полное обследование резервуара :

- ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар;

- визуальный осмотр всех конструкций резервуара, включая сварные соединения;

- измерение фактических толщин элементов резервуара;

- измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

- контроль сварных соединений стенки неразрушающими методами (при необходимости);

- исследование химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений и их структуры (при необходимости);

- проверку состояния основания и отмостки;

- поверочные расчеты конструкций резервуаров (при необходимости);

- анализ результатов обследования, согласования заключения о техническом состоянии резервуара, разработка рекомендаций по их дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению из эксплуатации.



  1. Генеральный план нефтебаз. Зонирование объектов нефтебаз.

Площадка под строительство нефтебазы должна соответствовать определенным требованиям. Общую площадь определяют по формуле:, где -сумма площадей всех сооружений нефтебазы; k3-коэффициент застройки (=0.20-0.30). Площадка должна быть расположена с подветренной стороны от населенных пунктов и соседних предприятий при учете господствующих направлений ветров в данной местности. Господствующее направление ветра определяют построением «розы ветров» по данным местной метеорологической станции. ПО санитарным, а также противопожарным соображениям площадку под нефтебазу надо размещать по течению реки ниже населенного пункта (речные нефтебазы). Большое значение имеет наличие вблизи площадки будущего строительства источников водо- и энергосбережения для строительных и эксплуатационных нужд, а также удобное примыкание участка строительства к транспортным магистралям; автомобильным и железным дорогам или к водным путям с имеющимися или возводимыми причальными сооружениями. Необходимо также предусматривать на площадке возможность организации ливневых стоков и строительство самотечных систем канализации.

Грунты на площадке под нефтебазу должны слагаться из пород с несущей способностью не менее 0.1 МПа и не быть осадочными. Максимальный уровень грунтовых вод должен располагаться на 4-6 м ниже уровня заглубления возводимых сооружений. Общая панировка площадки обычно представлена на генеральном плане нефтебазе, представляющем собой комплексное размещение на местности всех объектов нефтебазы, включая внутриплощадочные дороги и проезды. Для составления генерального плана производят горизонтальную и вертикальную планировки территории будущей нефтебазы. Горизонтальная планировка – это размещение всех объектов нефтебазы на местности (по зонам) с соблюдением противопожарных разрывов и обеспечением технологической связи между объектами (зонами) и удобства эксплуатации. От правильного размещения сооружаемых объектов на местности зависит как безопасность их эксплуатации, так и величина капитальных вложений в строительство с учетом протяженности коммуникаций, дорог, проездов, снижения непроизводительных перемещений грузов и т.д. Вертикальная планировка – это проектирование рельефа местности. При вертикальной планировке решается задача размещения объектов нефтебазы по высоте. Обычно на местности со спокойным рельефом вертикальную планировку проводят по зонам, а на сильно пересеченной местности отдельно под каждый объект. Основная цель вертикальной планировки – достижение баланса земляных работ, т.е. уравнивание объемов выемок и насыпей. От правильности решения задач вертикальной планировки зависит общий объем земляных работ на площадке и стоимость строительства. При вертикальной планировке решаются задачи технологического порядка: обеспечение уклона грузовых трубопроводов в направлении основных грузопотоков, возможность удаления с площадки ливневых и талых вод, прокладка канализации и т.д.

При проведении вертикальной и горизонтальной планировок должны учитываться условия, обеспечивающие нормальную и безопасную работу сооружений. Например, зона хранения наиболее опасна в пожарном отношении, поэтому для нее выделяют обособленную площадку, удаленную от других объектов. Оперативную зону обычно размещают вблизи выездов и въездов на территорию нефтебазы. Насосные станции размещают так, чтобы обеспечить работу всасывающих линий насосов с подпором. Зону очистных сооружений размещают в наиболее низком месте площадки для обеспечения самотечного перемещения стоков.


  1. Горизонтальные резервуары.

В горизонтальных цилиндрических резервуарах хранят светлые нефтепродукты под определенным избыточным давлением (до 0.04 МПа). Наиболее выгодны резервуары объемом 3.5 и 10 м3 диаметром менее 2.8 м с плоскими мембранными днищами. Резервуары с коническими днищами пригодны для хранения нефтепродуктов под давлением до 0.05 МПа при диаметре 2.8-3.25 м и объеме 25.5 и 75 м3. Для хранения нефтепродуктов под рабочим давлением 0.07 МПа, при объеме 75, 100 и 150 м3 рентабельнее горизонтальные резервуары диаметром 3.25 м с цилиндрическими днищами. Хранение нефтепродуктов под давлением свыше 0.07 МПа не практикуется.

Наземные горизонтальные цилиндрические резервуары объемом 3-75 м3 изготовляют по типовым проектам. Горизонтальные резервуары с цилиндрическими днищами представляют собой листовую конструкцию, образованную пересечениями основной цилиндрической оболочки (корпуса) с двумя торцевыми цилиндрическими оболочками под прямым углом. Резервуар объемом 100 м3 с цилиндрическими днищами имеет следующие размеры: длину 12 230 мм, внутренний диаметр 3234 мм, толщину листов 4 мм. Основная оболочка резервуара состоит из шести обечаек. Соединения листов каждой обечайки выполнены сваркой встык, а кольцевые соединения днищ с крайними обечайками и обечаек между собой внахлестку, кроме среднего кольцевого шва резервуара, который сварен встык. Внутри резервуара в плоскостях опор устанавливают две диафрагмы, состоящие из двух треугольников, и пять промежуточных колец жесткости без усиления стержневыми треугольниками. Кольца жесткости отстоят друг от друга на расстоянии 1.8 м и выполнены из неравнобокого уголка размером 75*50*5 мм, приваренного к корпусу кромкой шириной полки. Опорные кольца диафрагм сконструированы из неравнобокого уголка размером 120*80*8 мм, свальцованного так, что его широкая полка совпадает с плоскостью поперечного сечения резервуара. Опорное кольцо также приваривают к корпусу резервуара кромкой шириной полки. Сечения уголков – раскосов для диафрагм принимают размером 100*75*8 мм. Резервуар установлен на сборных опорах стоечного типа.

Резервуары с дышащей крышей

Имеют переменный объем газового пространства, что позволяет сократить потери нефтепродуктов за счет увеличения объемов последнего при повышении интенсивности испарения. Крыша резервуара выполнены в виде колокола, бортовые стенки которого могут перемещаться по вертикали в гидравлическом затворе (двойная стенка в верхней части корпуса резервуара). Пространство между стенками в затворе заполнено слабоиспаряющимся нефтепродуктом. При повышении давления в газовом пространстве крыша поднимается, при снижении давления в газовом пространстве крыша опускается (газокомпенсатор). Применяется в парках или в группах резервуаров, оборудованных газоуравнительной системой.

Траншейные резервуары

Строят заглубленными, что сокращает потери от «малых дыханий» за счет уменьшения амплитуды колебаний температуры в газовом пространстве. Они безопаснее в пожарном отношении, что позволяет сократить расстояния между резервуарами. Благодаря форме сокращается площадь застройки. Размещаются в полускальных, крупнообломочных, песчаных и глинистых грунтах. Днище представляет собой корытообразную форму, соединенное с изогнутыми по цилиндрической поверхности стенками. Толщина стенки и днища 5 мм. Стенки резервуара подкреплены стальными шпангоутами. Покрытие выполнено из стальных щитов. Снаружи резервуар засыпан местным грунтом с покрытием поверхности растительным слоем. Дно имеет уклон к одному из торцов. Во избежание коррозии тенку и покрытие перед засыпкой покрывают двумя слоями битума, а под днище укладывают гидроизоляционный слой толщиной 120-200 мм.


  1. Железобетонные резервуары. Классификация. Методы монтажа.

Применение ж/б рзервуаров обусловлено технико-экономическими преимуществами:

- большая долговечность (высокая коррозийная стойкость);

- использование подземных ж/б резервуаров благодаря высокой коррозионной стойкости бетона, что снижает потери нети и уменьшает площадь застройки;

- экономия стали;

- недефицитность бетона.

Классификация:

1.По форме в плане ж/б резервуары бывают цилиндрическими и прямоугольными. Цилиндрические имеют большее преимущество за счет того, что создают предварительные напряжения сжатия в цилиндрической оболочке корпуса, покрытия и днища и нуждаются в меньшем расходе материала. Однако, сооружение прямоугольного резервуара менее трудоемко.

2. По степени сборности резервуары монолитные и сборно-монолитные. Монолитные представляют собой единый монолит из бетона, армированный единым стальным арматурным каркасом. Имеют более высокие газо- и водонепроницаемость и жесткость. Трудоемки. Наиболее часто применяются сборно-монолитные, у которых днище монолитное, а корпус и покрытие сборные из панелей.

3. По положению покрытия резервуара относительно уровня поверхности земли. Бывают заглубленные (подземные), полузаглубленные и надземные. У заглубленных покрытие находится ниже уровня поверхности земли (на 30-60 см). Покрытие Полузаглубленных располагается над уровнем поверхности земли на высоте не более половины высоты корпуса. Наземные целиком располагают выше уровня земли. Наибольшее применение нашли заглубленные резервуары за счет пожаростойкости, стабильности температурного режима (сокращение потерь нефти), хорошая теплопроводность позволяет надолго сохранять температуру подогретого вещества.

Монтаж

Монтаж фундаментов под колонны: перед началом монтажа отдельных фундаментов стаканного типа на днище резервуара в местах их установки наносят слой глиняно-нефтяной смазки для уменьшения сил трения при перемещении бетона днища в процессе его обжатия. Фундаменты под колонны устанавливают монтажным краном при помощи двухветвевых стропов грузоподъемностью 3 т с креплением их за монтажные петли. Установку фундаментов начинают для цилиндрических резервуаров с внешней окружности. По внутренним окружностям фундаменты устанавливают со стоянок крана при перемещении последнего по временным дорогам. ПО центральной окружности (радиус 3 м) последние 4 фундамента под центральные колонны устанавливают в последнюю очередь при монтаже центральных плит покрытия. Опорные площадки верхней части колонны, на которые устанавливают балки, должны иметь одинаковую высотную отметку. Для этого каждую колонну привязывают к определенному фундаменту.

Монтаж колон: включает операции: перевод колонны из горизонтального в вертикальное положение; установка колонны в стакан фундамента; выверка колонны в горизонтальной и вертикальной плоскостях; фиксация и окончательное закрепление колонн. Осуществляется самоходными монтажными кранами при помощи спец. Траверс.

Монтаж балок: на опорные поверхности смонтированных колонн устанавливают П-образные балки, которые служат опорой плит покрытия. Монтаж балок последователен, по мере установки колонн. Смонтированные балки соединяют с опорными поверхностями колонн путем сварки стальных закладных деталей.

Монтаж стеновых панелей корпуса: строповку осуществляют за консоль при помощи спец траверсы. Стеновую панель переводят в горизонтальное положение и водружают на фундамент. По часовой стрелке. При монтаже первой панели ее закрепляют двумя подкосами, последующие двумя. Вертикальность плит выверяют теодолитами. После окончания выверки панель соединяют струбциной с рядом стоящей ранее смонтированной панелью и снимают с нее траверсу. Одновременно с монтажом производят сварку выпусков арматуры между панелями.

Замоноличивание стыков сборных элементов ж/б резервуаров: это работы, направленные на создание прочных и плотных стыковых соединений между сборными элементами. Выполняют после сварки выпусков арматуры путем плотного заполнения полости стыка бетонной смесью. Виды замоноличивания стыков: между стеновыми панелями корпуса, между плитами покрытия и между картами днища резервуара. Бетон марки М400 на расширяющемся и быстротвердеющем цементе с максимальной крупностью щебня.


  1. Испытание и приемка резервуаров в эксплуатацию.

После проверки качества сварных швов и измерений геометрической формы резервуара приступают к его гидравлическим испытаниям, которые являются наиболее ответственными в процессе испытаний и сдачи резервуара в эксплуатацию. Испытания производят путем наполнения резервуара водой до расчетного уровня.

Перед заполнением резервуара водой из него убирают монтажное оборудование, оснастку и приспособления, леса и т. д. Днище очищают от песка и грязи, осматривают кольцевой уторный шов и установленное в нижнем поясе оборудование. Под крышки люков устанавливают прокладки, а на фланцевых соединениях пенокамер — заглушки. В крышу резервуара вваривают патрубок диаметром 50—70 мм с вентилем для регулирования давления воздуха и трубку диаметром 0,5 мм для установки водяного манометра. Все трубопроводы перед заполнением должны быть подключены к резервуару. Так как при заливе водой резервуар получает осадку, последнюю опору грузовых трубопроводов до заполнения его водой не ставят, чтобы не произошло отрыва трубопровода от стенки. Во избежание возникновения давления в резервуарах снимают крышку верхнего светового люка. Воду в резервуар закачивают через приемо-раздаточный патрубок или, если по каким-либо причинам это невозможно, вваривают трубу временного водопровода в крышку бокового люка-лаза. Время заполнения резервуара зависит от его объема и производительности подающих насосов.

На время испытаний устанавливают границы опасной зоны радиусом не менее диаметра резервуара. В этой зоне не допускается присутствие лиц, не связанных с испытаниями, а также не должны находиться машины, монтажные механизмы и др. Это правило обусловлено тем, что при внезапном разрыве стенки образуется мощная волна обрушившейся вниз воды, которая, двигаясь с большой скоростью, сметает все на своем пути. Препятствием, останавливающим или значительно ослабляющим волну в таком случае, служит обвалование. Осмотр резервуара при заполнении проводят только при остановке подкачивания воды. В процессе испытаний могут быть обнаружены утечки, отпотины и другие дефекты. В этом случае подачу воды прекращают, снижают уровень взлива на один пояс ниже дефектного места и устраняют дефекту методом, описанным выше. Дефекты, обнаруженные при полном заливе резервуара водой, устраняют после его опорожнения. Если общее число дефектов 50 и более, то после их устранения испытания повторяют.

По окончании заполнения резервуара водой его выдерживают в течение 30 мин и затем приступают к осмотру. При отсутствии дефектов резервуар оставляют под нагрузкой (в залитом водой состоянии) в течение 24 часов, и только после этого приступают к испытаниям резервуара на избыточное давление и вакуум, а также к испытаниям крыши. Сначала испытывают крышу резервуара на плотность, для чего заполненный резервуар герметически закрывают и создают в нем избыточное давление, равное 2500 Па (1.25 рабочего). Величину избыточного давления в резервуаре контролируют по показаниям установленного на крыше водяного манометра. Избыточное давление создают путем подкачивания воды в закрытый резервуар или подачи воздуха компрессором непосредственно под крышу. Указанное давление выдерживают в течение 30 мин. Для обнаружения дефектов сварных швов крыши их предварительно покрывают мыльным раствором.

При сливе воды из резервуара наполовину проводят испытание его на устойчивость, а крыши — на прочность и устойчивость. Для этого открытые при сливе воды световые и замерные люки снова закрывают и путем дальнейшего понижения уровня воды в резервуаре создают в нем разрежение, величина которого (при расчетном вакууме 250 Па) составляет 400 Па. От тщательного наблюдения за величиной вакуума при испытаниях зависит безаварийное состояние резервуара. За исключением времени испытания на повышенное давление и на вакуум, внутреннее пространство резервуара должно свободно сообщаться с атмосферой. О результатах гидравлических испытаний составляют акт, в котором указывают время и длительность проведения испытаний, а также обнаруженные дефекты и способы их устранения.

После завершения гидравлических испытаний и слива воды замеряют осадку резервуара, а также отклонения от геометрической формы, подобно тому, как это проводилось до заполнения резервуара водой.

После проведения испытаний составляют акт, в котором фиксируют результаты внешнего визуального осмотра, гидравлических испытаний и испытаний на газонепроницаемость, а также данные геодезического контроля осадок резервуара при гидравлических испытаниях. Если при испытаниях резервуара все указанные выше показатели не превышают допустимых, то резервуар считается пригодным для эксплуатации.
7.Классификация дефектов

 Дефекты в резервуарных конструкциях появляются на различных этапах жизненного цикла, а именно:

 При изготовлении металлопроката (металлургические);

 При монтаже (монтажные);

 При изготовлении и транспортировке рулонных заготовок;

 В процессе эксплуатации;

В процессе эксплуатации дефекты возникают из-за ошибок проектирования, изменений условий эксплуатации, внешних нагрузок и воздействий, изменения прочностных свойств элементов конструкций РВС после длительной эксплуатации, изменения сечений несущих конструкций.

Вертикальные стальные резервуары в процессе эксплуатации находятся под воздействием многих эксплуатационных факторов. Среди них основная роль принадлежит малоцикловому нагружению, связанному с заполнением-опорожнением резервуаров, и коррозионному воздействию агрессивных примесей, растворённых в нефти, на незащищенные части металлоконструкций РВС. Наиболее активно процессы накопления усталостных повреждений проходят в зонах дефектов, потенциально являющихся концентраторами напряжений.

Дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации подразделяются на две группы: коррозионные повреждения и нарушения геометрической формы.

В практике встречаются различные по виду коррозионные повреждения металлоконструкций резервуаров:

 Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность металла, которая может быть равномерной и неравномерной;

 Местная коррозия, охватывающая отдельные участки металла (язвенная, когда глубина повреждения соизмерима с максимальным размером дефекта в плане). При неправильном выборе сварочных материалов в районе сварных швов появляются дефекты в виде ”искусственного” подреза.

Повреждения, дефекты и нормы оценки технического состояния стенки

5.3.5.1. Повреждения и дефекты стенки резервуара можно разделитьна два вида:

А.Дефекты, связанные с низким качеством изготовления и монтажа:

• Депланация кромок сварных соединений.

• Дефекты сварных швов.

• Угловатость сварных стыков.

• Поверхностные повреждения металла.

• Вмятины и выпучины поверхности стенки.

• Отклонения от проектного радиуса кривизны стенки.

• Отклонения образующих от вертикали.

• Отклонения наружного контура днища (низа стенки) резервуараот горизонтали.

Б.Эксплуатационные повреждения:

• Коррозионные повреждения.

• Трещины.

• Геометрические отклонения стенки от проектной формы врезультате осадки основания, сильного ветра или нарушения режимов эксплуатации.

5.3.5.2. При диагностировании резервуаров обязательномуконтролю подлежат следующие нормируемые геометрические параметры стенки:

• Угол сопряжения стенки с днищем.

• Отклонения от вертикали образующих стенки.

• Размеры местных отклонений от проектной формы стенки(выпучины и вмятины).

• Отклонения от горизонтали наружного контура днища (низастенки).

5.3.5.3. Трещиноподобные дефекты, трещины, расслоения, механическиеповреждения, наплывы, а также щелевая коррозия и отдельные язвы вблизи сварныхшвов - должны быть обследованы на предмет точного установления их фактическихразмеров и границ расположения. Допустимость выявленных дефектов определяетсядействующей нормативной документацией. Ремонт таких зон должен выполняться поспециально разработанной технологии. Зоны с повреждениями, возникшими призажигании дуги, должны быть зашлифованы. Повреждения стенки монтажной оснасткойдолжны анализироваться индивидуально в каждом случае с учетом размеров дефекта,их расположения и коэффициента концентрации напряжений.

5.3.5.4. Сварные соединения листов стенки резервуара иуторного узла по внешнему виду и по результатам неразрушающих методов контролядолжны удовлетворять требованиям проекта и ПБ 03-605-03.

а- е - линии обследования, выбранные экспертом

Сечение А - сечение по линии «с», имеющее наименьшуюсреднюю толщину t1

t2 - наименьшая толщина на участке, исключая отдельные язвы

Фиг.5-1 Обследование участка коррозии



d1+ d2+ d3Ј50 мм

Фиг. 5-2 Измерение язв

5.3.5.5. Оценка стенки резервуара на пригодность к эксплуатациидолжна учитывать детали и условия совместной работы колец жесткости и стенки.Коррозия этих конструктивных элементов или сварных швов их крепления к стенкерезервуара может сделать эти элементы непригодными для расчетных условийэксплуатации. Критерием допустимости фактических размеров элементов и сварныхшвов является проверочный прочностной расчет и расчет устойчивости стенки.Аналогично должна оцениваться допустимая степень коррозионного повреждениясварных соединений стенки.

5.3.5.6. Должны быть обследованы все патрубки, усиливающиелисты и сварные соединения. Тип и размеры усиливающих листов, расположениесварных швов и толщины элементов должны соответствовать проекту или ПБ 03-605-03. Любоенесоответствие или повреждение вследствие коррозии должно быть учтено и должнабыть предложена схема ремонта. Допускаемая толщина стенки патрубка должнарассчитываться на действие давления и другие нагрузки в соответствии суказаниями ПБ 03-605-03.

5.3.5.7. Отклонения внутреннего диаметра стенки на уровнеднища не должны превышать ±40 мм для резервуаров с проектным диаметром до 12 мвключительно; для резервуаров с большим диаметром отклонения на указанномуровне не должны превышать ±60 мм. Допуск на величины диаметров, замеренных навысоте более 300 мм от днища, не должен превышать трехкратной величины допускана уровне днища.

5.3.5.8. Отклонения от вертикали образующих стенкирезервуаров, сданных в эксплуатацию, а также находящихся в эксплуатации, недолжны превышать предельных значений, установленных требованиями ПБ 03-605-03. Припроведении диагностирования экспертная организация имеет право разрешитьэксплуатацию конкретного резервуара с увеличенными отклонениями образующихстенки, если установлено, что такое увеличение не снижает прочности иустойчивости корпуса резервуара, и обеспечиваются нормальные условия дляфункционирования понтона (плавающей крыши), а также уплотняющего затвора.

5.3.5.9. Допускаемые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой,соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль вертикальнойобразующей приведены в нижеследующей таблице.

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, м

Допускаемая величина стрелки прогиба выпучины или вмятины, мм

до 1 включительно

25

свыше 1 до 1,5 включительно

30

свыше 1,5 до 3,0 включительно

35

свыше 3,0 до 4,5 включительно

45

В случае хлопуна допустимая величина стрелки прогибадля измеренного радиуса и прилагаемой нагрузки определяется расчетным путем.

5.3.5.10. Отклонения fi от круговых образующих пояса i на базе 2l равной 1м, в том числе в зонах вертикальных сварных стыков, не должны превышатьпредельных отклонений fi*, fi Ј fi*, где



t1(i) -расчетные (прогнозируемые) толщины пояса i стенкирезервуара, определяемые в соответствии с п.п. 5.3.2.1, 5.3.2.2.Для вновь вводимых резервуаров эти величины представляют собой проектныетолщины пояса i стенки; Е - модульупругости, E = 2,06 · 105 МПа; fi* -максимальное отклонение с учетом депланации кромок на базе длиной 1 м пояса i;отклонения должны отсчитываться от идеального наружного контура пояса i стенки;

?с(i) - отношениемаксимальных кольцевых напряжений sj0(i) пояса i красчетному сопротивлению Ry(i)

?с(i) = sj0(i)/Ry(i) sj0 =

J(H - zi) - единичнаяфункция Хевисайда, равная 1 при H - zi >0 и 0 при H - zi <0; остальные обозначения совпадают спринятыми в п. 5.3.4.

5.3.5.11. Отклонения от горизонтали наружного контура днищарезервуара, как правило, не должны превышать предельных значений, установленныхтребованиями ПБ 03-605-03. При проведениидиагностирования резервуаров экспертная организация имеет право разрешитьэксплуатацию каждого конкретного резервуара с увеличенными отклонениями отгоризонтали наружного контура днища, установлено, что такое увеличение неснижает прочности и устойчивости корпуса резервуара.

5.3.5.12. При отсутствии дефектов и отклонений(повреждений), превышающих допустимые пределы и их сочетания, оценкаостаточного ресурса стенки резервуара производится в соответствии с п. 5.3.4.

5 3.5.13. При наличии дефектов и отклонений, величиныкоторых превышают допустимые пределы, указанные в п.п. 5.3.5.4 - 53.5.11, а такжепри наличии сочетаний этих дефектов и отклонений, резервуар должен бытьотремонтирован. Допускается эксплуатация такого резервуара без проведенияремонта или реконструкции на срок, определенный оценкой остаточного ресурсабезопасной эксплуатации специализированной экспертной организацией сограничением эксплуатационных нагрузок (уровень залива, вакуум).

5.3.5.14. В случае нарушения условий п. 5.3.5.10допускается эксплуатация резервуара со сниженным уровнем налива Н для которого условия 5.3.5.10 будутвыполнены

8) Классификация нефтебаз

2.1. Нефтебазы подразделяются:

по общей вместимости и максимальному объему одного резервуара - на категории, в соответствии со СНиП 2.11.03-93;

по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.;

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовому грузообороту - на пять классов в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Класс нефтебаз

Грузооборот, тыс.т/год

1

от 500 и более

2

св. 100 до 500 вкл.

3

" 50 " 100 "

4

" 20 " 50 "

5

от 20 и менее


2.2. К основным показателям, характеризующим мощность нефтебаз, относятся:

грузооборот нефтепродуктов в тыс.т/год;

вместимость резервуарного парка в тыс.м3

2.3. Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:

резервуарный парк - обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;

трубопроводные коммуникации - обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смешения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнение нормы времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

9) Класификация резервуаров

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м3:

- со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;

- со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;

- с понтоном и плавающей крышей (без давления);

- резервуары с защитной (двойной) стенкой;

- резервуары с двойной стенкой;

- резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных

районах.

Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 200 м3.

2.1.8. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с
  1   2   3



Скачать файл (5713.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru