Техническая диагностика резервуара РВС-5000 НПС 'Черкассы–1'

Техническая диагностика резервуара РВС-5000 НПС 'Черкассы–1'

Введение

Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями.

Металлические резервуары относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в тяжелых эксплуатационных условиях. Наличие в резервуарах жестких сварных соединений и снижение пластических свойств металла при отрицательных температурах вызывает значительные внутренние напряжения и создает условия, исключающие возможность их перераспределения. Эти и ряд других причин, таких как, неравномерные осадки, коррозия снижают эксплуатационную надежность резервуара, иногда приводят к его разрушению.

Периодическое обследование и комплексная дефектоскопия позволяют своевременно выявлять дефекты, которые были допущены при изготовлении, сооружении резервуаров, а также и появившиеся в процессе эксплуатации [1].

Диагностика резервуара заключается в выполнении комплекса мероприятий по техническому обследованию, дефектоскопии и обработке полученной информации, составлению заключения о техническом состоянии резервуара и выдаче рекомендаций по дальнейшему его использованию.

Проблема надежности и работоспособности оборудования и сооружений объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов очень важна в отрасли транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. Чем более надежно оборудование и меньше его отказов, тем меньше простоев в работе транспорта нефти и нефтепродуктов, аварий с его разливом и других вредных для предприятия и окружающей среды последствий.

В данном проекте, в технологической его части, подробно рассматривается заключение по результатам полной технической диагностики резервуара РВС-5000 НПС «Черкассы - 1», на основании данных которого были произведены расчеты резервуара на прочность и устойчивость, и принято решение о демонтаже данного резервуара. Принято решение о реконструкции и техническом перевооружении данного резервуара, в соответствии с которым на прежнем основании сооружается новый резервуар типа РВСП-5000, оборудуемый новыми техническими средствами, такими как алюминиевый понтон марки «Альпон», системой размыва донных отложении «Диоген-500» и др. Произведен расчет потерь нефти от испарений из резервуара РВС-5000, на основе которого было сделано заключение о целесообразности и экономической эффективности внедрения понтона.

В разделе КИП и автоматика рассмотрена автоматизация системы измерения уровня проектируемого резервуара РВСП-5000 и приборы, которые в ней используются.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» рассмотрены вопросы охраны труда и техники безопасности при производстве строительно-монтажных работ на действующем объекте, произведен расчет системы пожаротушения резервуара, а также вопрос об улучшении экологической обстановки на предприятии в результате внедрения понтона в новый резервуар.

В экономической части проекта представлен анализ производственно-хозяйственной деятельности Черкасского РНУ, основной задачей которого является выявление резервов для повышения эффективности производства, а также произведен расчет экономической эффективности внедрения понтона.

Графическая часть проекта содержит генеральный план НПС «Черкассы - 1», чертежи общего вида резервуара РВСП-5000, устройства «ПРУ-Д», направляющей стойки понтона, системы размыва донных отложений «Диоген-500», системы пожаротушения резервуара, а также системы измерения уровня и используемых в ней устройств.

1. Технологическая часть

.1 Общие данные по ЛПДС «Черкассы»

Черкасское районное нефтепроводное управление (РНУ) было организовано 26 августа 1970 года. В состав РНУ входят: линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС) «Нурлино», «Черкассы», «Кропачёво» и «Улу-теляк». Общая протяженность нефтепроводов, входящих в состав РНУ составляет 560 км. За год перекачивается около 13,5 млн. т. нефти.

За период с 1954 по 1961 года были введены в эксплуатацию три нефтепровода: ТОН - 1 - 1954 год, ТОН - 2 - 1959 год, ТОН - 3 - 1961 год.

ЛПДС «Черкассы» состоит из 2-х насосных станции:

нефтеперекачивающая станция (НПС) «Черкассы - 1» по нефтепроводу ТОН-1, ТОН-2, ТОН-3, введенная в эксплуатацию в 1954 г.

блочно-комплектная насосная станция (БКНС-12,5) «Черкассы-2» по нефтепроводу Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА) введена в эксплуатацию в 1975 году.

БКНС-12,5 «Черкассы-2» в 2003 году выведена из содержания безопасного состояния. БМПНС-12,5 «Черкассы-3» отрезана от технологии [2].

1.1.1 Характеристика НПС «Черкассы - 1»

Площадка НПС «Черкассы - 1» находится вблизи жилого сектора-поселка Новые Черкассы, а площадки Черкассы - 2 и 3 расположены на расстоянии 9 км от первой.

НПС находиться на 161-ом км по нефтепроводу ТОН - 1. Земельная площадь, занимаемая перекачивающей станцией, составляет 13,4 га.

В состав НПС «Черкассы - 1» входят, [3]: насосная ТОН-1,2 (характеристики насосов указаны в таблицах 1.1, 1.2); резервуарный парк, состоящий из 6 резервуаров типа РВС-5000, в том числе РВСП-5000; вспомогательные производственные цеха и объекты; два автогаража на семь и десять автомобилей и специальной техники; закрытая стоянка автомашин (арочное здание с пристроем); камера пуска и приема очистных и диагностических устройств; узлы фильтров ТОН-1,2; нефтеловушка; материальные склады - 2 шт.; резервуары противопожарного запаса воды 2 шт. - 600 м³, 1 шт. - 500 м³; административно-бытовые комплексы; контрольно-пропускной пункт внутренней вневедомственной охраны; противопожарные насосные - 2 шт.; блок-бокс дизельной электростанции - 630 кВт; трансформаторная подстанция.

Отметки станции Черкассы-1 на высоте над уровнем моря:

пол насосной: 202,0 м;

основания резервуаров: РВСП №1 - 201,7 м; РВС №2 - 200,9 м; РВС №3 - 201,5 м; РВС №4 (на реконструкции); РВС №5 - 201,4 м; РВСП №6 - 200,8 м.

Генеральный план НПС «Черкассы - 1» представлен на рисунке 1.1

Таблица 1.1 - Характеристики насосов НПС «Черкассы - 1» [3]

Таблица 1.2 - Технологическая принадлежность насосов НПС «Черкассы - 1»

Таблица

.1.2 Характеристика резервуарного парка НПС «Черкассы - 1»

Резервуарный парк НПС «Черкассы - 1» состоит из трёх резервуаров типа РВС - 5000 м³ и двух типа РВСП - 5000 м³ и один резервуар находится на реконструкции. Основные сведения о резервуарном парке приведены в таблицах 1.3, 1.4 и в приложении А.

Таблица 1.3 - Резервуары типа РВС [3]

Таблица 1.4 - Резервуары типа РВСП [3]

1.1.3 Система водоснабжения НПС «Черкассы - 1»

Источником воды на технические нужды является УПО ЛПДС «Черкассы» ОАО «Уралтранснефтепродукт». На хозяйственно-питьевые нужды - ОАО «Уфаводоканал».

По состоянию на 2002 год потребление воды составило [2]:

-         на технические нужды 30991 м³;

-         на хозяйственно-питьевые нужды 2738 м³;

          передано населению 29855 м³;

          передано сторонним организациям 1070 м³;

Пожарный водоем №1 V=600 м³ подключен к хозяйственно-питьевому водопроводу. Пожарный водоем №2 V=600 м³ подключен к техническому водопроводу. Пожарный водоем №3 V=500 м³ подключен к техническому водопроводу.

Общее количество сбрасываемых стоков за 2002 год составило 22477 м³ [2].

1.2 Заключение по результатам полной технической диагностики резервуара РВС-5000

.2.1 Характеристики резервуара

Резервуар РВС-5000 предназначен для приема, хранения и отпуска нефти. Резервуар представляет собой стальную вертикальную цилиндрическую емкость, смонтированную методом рулонирования, находящуюся внутри грунтового обвалования 2-х резервуаров емкостью 5000 м³.

Паспортные данные и условия эксплуатации резервуара [4]:

1)      тип резервуара - РВС-5000;

2)      изготовлен по проекту - «Промстройпроект» 1952 г.;

)       завод изготовитель - Запорожский завод металлоконструкций;

)       монтажная организация - СМУ 9 треста №7;

)       даты начала/окончания монтажа - 11.53 г./ 09.54 г.;

)       высота резервуара - 11920 мм;

)       внутренний диаметр резервуара - 22795 мм;

)       цикл работы - прием-откачка, оборачиваемость - не менее 12 циклов в месяц;

)       предельная высота взлива - 10770 мм (согласно технологической карте);

10) максимальная производительность заполнения-опорожнения - 2000 м³/ч;

) геометрический объём - 4866 м³;

12) вид хранимого продукта - нефть (= 900 кг/м³);

) сведения о металле:

марка стали 1-3 поясов корпуса - Ст3сп;

марка стали 4-8 поясов корпуса - Ст3кп;

) отступлений от проекта нет;

) антикоррозионное покрытие отсутствует;

) аварийных ситуаций не было; в 1972 г. были устранены дефекты на металлоконструкциях, замена резервуарного оборудования; в 1996 г. устранена просадка резервуара; в 1997 г был произведен капитальный ремонт, врезка резервуарного оборудования подслойного пенотушения;

) основание резервуара состоит из подушки (песчаный грунт) и гидрофобного слоя (супесчанник, пропитанный битумом) толщиной 100 мм;

) в 1997 г. произведено испытание водой на высоту 10,7 м.

1.2.2 Визуальный осмотр конструкций резервуара

Контроль был выполнен согласно [5] на предмет соответствия ГОСТ 19903-79, ГОСТ 14637-94 на прокат, СНиП 3.03.01-87, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 5264-93, ПБ 03-605-03 на сварные соединения. При этом были использованы следующие приборы и оборудование: люкс-метр «Тка люкс» (определение освещенности контролируемой поверхности), рулетка Р-20 ГОСТ 7502-89, комплект ВИЗК (визуально-измерительный контроль). Контролю были подвергнуты основной металл и сварные швы стенки, кровли, днища, патрубки люк лазов и приемо-раздаточные патрубки резервуара [5].

При контроле основного металла стенки были обнаружены следующие дефекты: равномерная язвенная коррозия с внутренней стороны стенки глубиной до 1,0 мм по всему периметру 1 и 2-го поясов; с наружной стороны стенки на листе №12 1-го пояса имеется царапина глубиной 1,8 мм; на наружной поверхности стенки глубиной до 3,0 мм вдоль монтажного шва на 1 - 6-ом поясах обнаружены оплавления. Задиры, трещины, прожоги, вырывы, расслоения, неметаллические включения, закаты и прочие дефекты недопустимых размеров обнаружены не были.

Визуально-измерительный контроль сварных швов на наружной поверхности стенки выявил следующие дефекты: на вертикальном шве №10 глубиной до 4,0 мм и длиной до 400 мм и на сварном шве металлоконструкции на листе №9 1-го пояса имеются подрезы, а также обнаружено смещение стыкуемых кромок глубиной до 2,0 мм. Незаполнение шва глубиной до 0,5 мм с наружной стороны было выявлено на горизонтальном шве между 1 и 2-ым поясами на листах №№3, 4, 5, 11, в перекрестии 1 и 2-го пояса на шве №5 и 2 и 3-го пояса на шве №6, и на вертикальном сварном шве №12 2-го пояса. С наружной стороны стенки на вертикальном шве №5 1-го пояса имеется кратер глубиной до 3,0 мм, а на горизонтальных швах на листе №4 и листе №7 3-го пояса соответственно, были обнаружены газовая пора диаметром 1,4 мм и цепочка пор диаметром 1,3 мм и протяженностью до 30 мм. На вертикальном шве на листах №№2,6 2-го пояса выявлена грубая чешуйчатость. Геометрическое несоответствие сварных швов наблюдается на 1 и 2-ом поясе.

В основном металле днища образовались коррозионные повреждения, такие как: равномерная язвенная коррозия глубиной до 1,0 мм по всей окрайке днища, язвенная коррозия глубиной до 5,0 мм на 6 листе 1 и 6-го рядов, на 5 листе 12 ряда, а также язвенная коррозия глубиной до 2,5 мм по всей площади центральной части днища. Были обнаружены сквозные отверстия на 4-х листах окрайки днища (1 ряд 4 лист, 7 ряд 1 и 6-ой листы, 15 ряд 4 лист) и на 4-х листах центральной части днища (на 4 листе 6, 7 и 9-го рядов, на 2 листе 8 ряда). Дефектов типа царапин обнаружено не было.

В сварных швах днища была обнаружена коррозия на 4 листе 5 ряда, 2 листе 6 и 11-го рядов, 4 листе 12 ряда глубиной до 1,0 мм, а также обнаружена язвенная коррозия с внутренней стороны на уторном шве глубиной до 2,0 мм.

В основном металле кровли резервуара также обнаружено сквозное отверстие на 4 листе 11 ряда.

В люк лазе №1 с внутренней стороны в сварных соединениях фланца и патрубка были обнаружены газовые поры. В сварном шве патрубка дыхательного клапана и кровли обнаружены подрезы.

Развертка стенки, эскизы днища и кровли резервуара с обнаруженными в них дефектами показана в приложениях Б, В и Г.

Условные обозначения дефектов показаны в приложении Д [7].

1.2.3 Общие и местные деформации (вмятины, выпучины) на конструкциях

Допустимые величины выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей указаны в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Допустимые величины выпучин или вмятин,  мм [6]

Допустимые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей, для резервуаров находящихся в эксплуатации более 15 лет, допускаются на 30 % больше, чем для новых.

Отклонения образующих, обследуемого резервуара, не превышает допустимых величин.

Высота хлопунов днища нового резервуара не должна превышать 150 мм (при площади 2 м²). Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допускается высота хлопунов 200 мм (при площади 3 м²). При большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению [6].

В результате обследования днища резервуара были выявлены 4 хлопуна с площадями, превышающими допустимые размеры (смотри приложение В).

1.2.4 Измерение фактической толщины элементов резервуара

Измерения толщины элементов резервуара проводили ультразвуковым дефектоскопом ЕРОСН III - модель 2300 в соответствии с требованиями [10].

Результаты замеров представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Фактические толщины элементов резервуара [4]

Примечание: 1) на стенке измерения проводились: 1,2 пояс - все листы по 5-и точкам, остальные вдоль лестниц в 3-х точках по вертикали;

) за фактическую толщину листов приняли среднеарифметическую величину всех измерений на листе;

) за толщину пояса стенки принята толщина наиболее тонкого листа пояса.

Как видно из таблицы 1.6 фактическая толщина листов на 2 поясе ниже допустимой.

1.2.5 Измерение геометрической формы и нивелирование днища резервуара

Измерение геометрической формы проводятся на уровне верха каждого пояса от вертикали. Измерения производились в точках соответствующих вертикальным стыкам 1-го пояса. Измерения отклонения от вертикали стенки и нивелировку окрайки днища произвели нивелиром Н-10 КЛ, теодолитом 2Т3ОП и кареткой. На основании [8] для резервуаров РВС-5000 высотой до 12 м, находящихся в эксплуатации более 15 лет, предельные отклонения должны быть меньше, указанных в таблице 1.7. При этом 25 % образующих могут иметь отклонения на 30 % больше указанных.

Таблица 1.7- Предельные отклонения образующих [8]

Сравнивая результаты замеров с допустимыми величинами, видно, что отклонения стенки от вертикали находятся в допустимых пределах.

Таблица 1.8 - Отклонения образующих РВС-5000 [4]

Примечание: отклонение со знаком «+» - наружу, со знаком «-» внутрь.

Величина неравномерной осадки наружного контура днища определяется путем нивелирования в точках, соответствующих вертикальным стыкам первого пояса не реже, чем через 6 метров, начиная от приемно-раздаточного патрубка с нумерацией по часовой стрелки.

Допустимое отклонение от горизонтали для резервуаров РВС-5000, находящихся в эксплуатации более 4-х лет, смежных точек на расстоянии 6,0 м по периметру составляет 50 мм, а любых других точек - 100 мм [8].

Результаты нивелирования окрайки днища представлены в таблице 1.9

Таблица 1.9 - Данные нивелирования окрайки днища [4]

Схема нивелирования окрайки днища и график отклонения приведены в приложении Е

Как видно из графика (смотри приложение Е), отклонение от горизонтали окрайки днища превышает допустимые нормы.

.2.6 Дефектоскопия сварных швов резервуаров

.2.6.1 Контроль сварных соединений стенки резервуара физическими методами

Контроль качества заводских и монтажных соединений стенки проводился в соответствии с ГОСТ 14782-86 ультразвуковым дефектоскопом-сканером «Скаруч», и рентгеновским аппаратом Пион 2М на рентген пленку типа РТ-1 в соответствии с ГОСТ 7512-94, допустимые виды и размеры дефектов в сварных соединениях при этом регламентировались по СНиП 3.03.01-87. Контроль толщины проводился ультразвуковым толщиномером DM4 DL [4].

Контролю подвергнуты пересечения вертикальных и горизонтальных сварных соединений стенки - на высоту трех нижних поясов.