Ремонт резервуара РВС 20000 м. куб. на ЛПДС 'Володарская'

Министерство образования и науки российской федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ТРАНСПОРТА

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту на тему:

Ремонт резервуара РВС 20000 м. куб. на ЛПДС «Володарская»

Выполнил: студент группы СРТб-11-2

Рутц Александр Сергеевич

Тюмень,2014г.

Аннотация

В данном курсовом проекте рассматривается ремонт резервуара РВС 20000 м. куб. на ЛПДС «Володарская».

В работе приведено краткое описание района производства работ и характеристика ремонтируемого резервуара.

В технологической части рассмотрены основные виды работ, выполняемые при производстве работ по ремонту резервуара.

В расчётной части проводится расчёт толщины стенки резервуара на прочность.

В специальная части рассмотрены новые подходы и технологии ремонта резервуаров с пригрузами. Применение композитных материалов и холодной сварки при ремонте пригруза.

Раздел «Охрана труда и техника безопасности» содержит мероприятия, необходимые для безопасного производства работ.

Содержание

Введение

. Общая часть

.1 Климатическая характеристика района

1.2 Краткая характеристика ЛПДС

1.3 Технико-экономические показатели объекта

. Технологическая часть

.1 Основные технические решения по ремонту резервуара

.2 Описание резервуара вертикального РВС 20000 м. куб

.3 Испытание и приемка резервуаров

. Расчетная часть

3.1 Расчет толщины стенки резервуара на прочность

4. Специальная часть

. Охрана труда и техника безопасности

Список литературы

Введение

Предметом изучения является специфичный и экологически наиболееуязвимый (в смысле непосредственного воздействия на окружающую среду) объект трубопроводного транспорта действующее предприятие - линейно-диспетчерская станция (ЛПДС) «Володарская», расположенная в Раменском районе и входящая в структуру ОАО «Мостранснефтепродукт». Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) "Володарская" была введена в эксплуатацию в 1972 году.

Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций, которые должны своевременно без качественных и количественных потерь обеспечивать нефтепродуктами многочисленных потребителей, независимо от их географического размещения и климатических условий. Эта большая задача может быть успешно решена при условии непрерывного повышения технического уровня нефтебаз и внедрения передовых методов организации труда.

К системам нефтеснабжения, в том числе и нефтебазам, предъявляются особые требования, основными из которых являются: надежность и бесперебойность доставки нефти потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических сооружений. Выполнение этих требований в полной мере возможно только при высоком уровне надежности оборудования.

1. Общая часть

.1 Климатическая характеристика района

Административно ЛПДС «Володарская» находится в Раменском районе Московской области, расположена на 171 км нефтепродуктопровода Рязань-Москва и находится примерно в 12 км к северо-востоку от аэропорта Домодедово, на расстоянии около 500 м от села Константиново. К северу от станции на расстоянии около 1 км протекает река Пахра, впадающая в реку Москва. С северо-западной стороны в пределах санитарно-защитной зоны проходит автодорога с асфальтовым покрытием, с юго-восточной стороны - железнодорожная ветка Домодедово - Михайловская слобода. ЛПДС «Володарская» занимает площадь 43,74 га. Площадка резервуарного парка находится на почти плоской вершине холма. Абсолютные отметки территории колеблются от 166,0 до 157,0 м.

Согласно физико-географическому районированию территория ЛПДС относится к Среднерусской провинции дерново-подзолистых почв.

Раменское характеризуется выраженным умеренным климатом с непродолжительной зимой, коротким летом.

Атмосферная циркуляция. На климат данного района оказывают влияние атлантическими и средиземноморскими циклонами, а также его расположение в центральной части материка, что определяет умеренность климата.

Зимой рассматриваемая территория находится в относительно высокой температуре. Летом здесь развивается выпадение осадков.

Температура воздуха. Средняя годовая температура воздуха составляет 5,8⁰С.

Наиболее холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 10,8°C. В отдельные годы температура воздуха зимой может понижаться до минус 24°C.

Средняя месячная температура июля, самого теплого месяца, составляет плюс 23,2°С. Самая высокая из наблюденных температур (плюс 39°С) отмечалась в июне. Среднегодовое количество осадков 699 мм; большая часть их приходится на летнее время.

Температура почвы. Температура почвы связана с температурой воздуха. На поверхности почвы, как и в воздухе, самым холодным месяцем является январь (минус 10°С),- самым теплым - июль (плюс 24°С). Средняя годовая температура поверхности почвы равна 5,8°С.

С глубиной температура почвы в летние месяцы убывает, а в зимние, напротив, температура почвы с глубиной выше, так как сначала охлаждается ее поверхность. Начиная с глубины 1.60м, средняя месячная температура почвы в данном районе имеет только положительные значения.

Средняя из наибольших глубин промерзания почвы равна 106см, максимальная - 150см. Нормативная глубина промерзания глинистых и суглинистых грунтов в рассматриваемом районе составляет 210см.

Осадки. Рассматриваемая территория относится к зоне влажного климата. Средняя многолетняя сумма осадков составляет 567мм. Распределение их в течение года неравномерно. Большая часть осадков выпадает в теплый период года с максимумом в июле (82см).

Снежный покров. Снежный покров появляется в середине ноября. Устойчивый снежный покров образуется обычно в начале декабря, а разрушается - в середине марта. Полный сход снежного покрова наблюдается в конце марта.

Влажность воздуха. Упругость водяного пара, содержащегося в воздухе, достигает наибольших значений летом (14.5мб), наименьших - зимой (1.5мб). Наибольшие значения относительной влажности воздуха наблюдается в холодный период года (84%), наименьшее - в теплый период (60%). Недостаток насыщения воздуха водяным паром в зимний период (декабрь, январь) в соответствии с высокой относительной влажностью воздуха и низкой температурой является минимальный (0.3мб). Максимальные значения упругости

водяного пара и дефицита влажности наблюдаются летом, а относительной влажности воздуха - осенью и в начале зимы.

Туманы. За год среднее количество дней с туманами составляет 23, наибольшее - 38.

Грозы. Грозы наблюдаются в теплое время года и сопровождаются шквалистым ветром, сильными ливнями, градом.

1.2    Краткая характеристика ЛПДС

Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) - производственное подразделение ОАО, обеспечивающее бесперебойную работу и эксплуатацию оборудования, а также хозяйственную деятельности двух или более перекачивающих станций и участков нефтепродуктов, закрепленных за ними. ЛПДС «Володарская» занимает площадь 43,74 га. На ЛПДС имеются: резервуарный парк, две эстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны, перекачивающие насосные, котельная, гаражи, АЗС, корпус вспомогательных подсобных помещений, ремонтно-эксплуатационный корпус, помещения со счетчиками и гидроустановки, здание операторной и др. Резервуарный парк ЛПДС «Володарская» состоит из 12 резервуара ёмкостью 5 000 мі и 4-х резервуаров ёмкостью 7 500 мі для хранения автобензинов ; 8-ми резервуаров ёмкостью 10 000 мі для хранения дизельного топлива; 4-х резервуаров ёмкостью 20 000 мі для хранения авиационного керосина; а также 3-х резервуаров ёмкостью 400 мі для хранения смесей. Общая вместимость находящихся на ее территории емкостей для хранения нефтепродуктов составляет 250 тысяч м. куб. На ЛПДС «Володарская» все резервуары вертикальные, цилиндрические, сооруженные из стали. Особо опасные объекты в ЛПДС можно разделить на 3 группы: резервуарный парк, эстакады с автоматической системой налива нефтепродуктов в автоцистерны и насосные. Наибольшую опасность с точки зрения создания аварийных ситуаций представляет резервуарный парк. Так как общее количество нефтепродуктов достигает 180 тыс. м (с учетом степени заполнения резервуаров), то целесообразно заранее оценить последствия возможной аварии на ЛПДС. Территория ВЛПДС имеет форму ступенчатой трапеции, вытянутой с юго-запада па северо-восток. Наибольшая протяженность составляет 920 м, ширина большего основания - 560 м, наименьшего - 305 м. Территория по периметру имеет бетонное ограждение. Поверхность участка расположения ВЛПДС сравнительно ровная, овраги, балки и т.п. отсутствуют. Поверхность участка расположения ЛПДС «Володарская» не сейсмична, вероятность землетрясения мала. Карстовые явления отсутствуют. Поскольку местность равнинная - оползни, сели и лавины, а также наводнения исключены.

.3 Технико-экономические показатели объекта

Стальной вертикальный резервуар РВС низкого давления для нефти и нефтепродуктов на ЛПДС «Володарская».

Геометрические параметры резервуара:

-объём (V)=20.000 м.куб,

высота (H)=11,94 м;

диаметр (D)=45,6 м.

Характеристика хранимого продукта:

-плотность нефти ()=850кг/м^3, 

количество поясов (n) =8;

предел текучести стали (_т ) =350 Мпа;

резервуар пригруз ремонт сварка

.1 Основные технические решения по ремонту резервуара

Под техническим диагностированием понимается комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара. Целью диагностирования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

·        частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;

·        полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

Таблица 2.1. Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров

Примечание - частичные обследования, выполняемые в срок, не могут служить основанием для продления(перенесения) срока полного обследования.

При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары:

·        эксплуатируемые без полного обследования более 10 лет;

·        сооруженные не по типовым проектам;

·        изготовленные из кипящих или нескольких разнотипных сталей;

·        находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

·        эксплуатируемые более 5 лет в режиме учета нефти с частотой более 200 полных циклов в год;

·        не имеющие внутренней антикоррозионной защиты;

·        не снабженные системой и не обеспеченные условиями слива подтоварной воды;

·        применяемые для хранения нефти, вызывающей усиленную коррозию металла;

·        используемые для хранения товарной нефти с агрессивными примесями.

Техническое диагностирование резервуаров проводится на основании технического задания, утвержденного главным инженером предприятия.

Техническое диагностирование резервуаров проводится по типовой программе. Объем полного или частичного диагностирования может быть увеличен индивидуально, за счет проведения обследования по дополнительной программе, в зависимости от технического состояния, срока и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды.

Типовая программа частичного обследования, согласно РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

·        ознакомление с технической документацией;

·        визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны;

·        измерение толщины стенки и крыши резервуара;

·        измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

·        нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

·        проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

·        проверку состояния основания и отмостки;

·        составление технического заключения по результатам обследования.

          Дополнительная программа частичного обследования может включать следующие работы:

·        акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;

·        ультразвуковое или магнитное сканирование первого пояса стенки;

·        инфракрасную спектроскопию;

·        зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами и другие работы.

          Типовая программа полного обследования, согласно РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

·        ознакомление с технической документацией;

·        визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной и внутренней сторон;

·        измерение толщины стенки, крыши, днища резервуара;

·        измерение толщины патрубков и люков-лазов;

·        измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

·        нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;

·        нивелирование фундаментов приемо-раздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

·        контроль сварных соединений стенки физическими методами;

·        контроль герметичности сварных соединений днища;

·        контроль состояния внешнего и внутреннего (при наличии) покрытий;

·        проверку состояния основания и отмостки;

·        проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

·        составление технического заключения по результатам обследования, включающего ведомость дефектов с указанием их координат на эскизах или чертежах.

         При полном и частичном обследованиях резервуара с плавающей крышей (понтоном) помимо перечисленных в типовая программа должна включать следующие работы:

·        внешний осмотр и измерение габаритов элементов кольцевой площадки плавающей крыши, опорной фермы, катучей лестницы и затвора;

·        измерение толщины элементов плавающей крыши (понтона);

·        измерение зазора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;

·        проверку состояния затвора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара.

·        нивелирование коробов и мембраны плавающей крыши;

·        нивелирование опорной фермы и катучей лестницы;

·        толщинометрию мембраны в местах коррозии и вмятин;

Дополнительная программа полного обследования, кроме перечисленных может включать следующие работы:

·        химический анализ металла;

·        механические испытания и (или) металлографические исследования сварных соединений и (или) основного металла.

По результатам технического диагностирования оформляется технический отчет, включающий дефектную ведомость с указанием дефектов и их координат на эскизах или чертежах.

Подготовка резервуара к диагностированию, содействие, контроль за выполнением работ и техникой безопасности осуществляются эксплуатирующей организацией. Проведение работ по техническому диагностированию возлагается на исполнителя.

Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров, должны иметь соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

На выполненные при техническом диагностировании (освидетельствовании) работы составляется первичная документация (акты, протоколы, журналы и т.п.), на основании которой оформляется заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости его ремонта или вывода из эксплуатации.

При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется (раздел 8).Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ. Обеспечить освещенность рабочего места внутри резервуара при выполнении технического диагностирования не менее 50 лк. При подготовке резервуара к проведению акустико-эмиссионного контроля необходимо руководствоваться требованиями ТД 23.056-96.

Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих результатов:

·        ознакомления с технической документацией;

·        внешнего осмотра резервуара с внутренней и наружной сторон;

·        измерения толщины стенки, крыши, днища резервуара, патрубков и люков-лазов;

·        измерения отклонений образующих стенки от вертикали;

·        нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;

·        контроля сварных соединений стенки физическими методами;

·        контроля герметичности сварных соединений днища;

·        проверки состояния основания и отмостки;

·        проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (при необходимости);

·        поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара (при необходимости).

Предельно допустимые отклонения образующих стенки от вертикали, наружного контура днища от горизонтали, допустимые стрелы прогиба выпучин или вмятин поверхности стенок, высота хлопунов, допустимые значения угловых деформаций сварных соединений стенки резервуара, допустимые отклонения геометрических размеров понтона (плавающей крыши) приведены в РД 08-95-95.

Данные технического обследования резервуара и его элементов служат основанием для разработки проекта ремонта и заключения о возможности его дальнейшей эксплуатации.

Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, геометрическое положение и т.п., должны быть сравнены с допустимыми значениями, указанными в проекте, действующих нормативных документах. Недопустимые дефекты должны быть занесены в ведомость дефектов с указанием всех геометрических и др. параметров, необходимых для разработки проекта ремонта.

Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров - неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу, недопустимое поражение элементов конструкций РВС коррозией, недопустимый монтажный брак при строительстве.

После обследования и оценки технического состояния резервуара исполнителем составляется технический отчет, который должен содержать следующее:

·        сведения о месте расположения резервуара, его инвентарный номер и дату диагностирования;

·        наименование организации, выполнившей диагностирование, фамилии и должности исполнителей;

·        краткую техническую характеристику резервуара, материалов, примененных при строительстве, данные о режиме эксплуатации и свойствах хранимой нефти;

·        сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;

·        даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований;

·        данные о видах и датах аварий, количество и описание проведенных ремонтов;

·        значения проектной и фактической толщины крыши, днища, стенки и элементов плавающей крыши (понтона);

·        расчет кольцевых напряжений исходя из фактической толщины стенки РВС;

·        результаты внешнего осмотра конструкций и сварных соединений;

·        результаты измерений отклонений образующих стенки от вертикали;

·        результаты нивелирования наружного контура и поверхности днища;

·        результаты физического контроля сварных соединений стенки;

·        результаты контроля герметичности сварных соединений днища;

·        результаты механических испытаний, металлографического и химического анализов основного металла и сварных соединений;

·        эскизы крыши, днища, развертки стенки резервуара и плавающей крыши (понтона) с нанесенными на них местами дефектов, отступлений от проекта, местами установки оборудования, точками измерения толщины элементов и т.п.;

По результатам диагностирования составляется технический отчет и экспертное заключение, которые являются неотъемлемой частью комплекта технической документации на резервуар.

Технический отчет о результатах диагностирования конструкций резервуара должен содержать следующую информацию:

Наименование организации, выполнявшей диагностирование, с указанием лицензии на право проведения работ, фамилий и должностей исполнителей;

Данные из имеющейся технической документации:

техническая характеристика резервуара;

наименование проектной организации, номер проекта и завод-изготовитель;

наименование монтажной организации, дата ввода в эксплуатацию;

сведения о металле, толщине листов по проекту и сертификатах примененных сварочных материалов;

данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимого продукта;

данные о проведенных ранее диагностированиях и ремонтах;

Результаты технического диагностирования и расчетов резервуара:

результаты визуального контроля;

результаты измерений фактических толщин листов;

результаты измерения геометрической формы корпуса резервуара;

результаты диагностирования основания резервуара;

результаты физических методов контроля сварных соединений;

дефектная ведомость с указанием зон расположения дефектов;

результаты механических испытаний, химического и металлографического анализов (при необходимости);

результаты оценки склонности металла к хрупким разрушениям (при необходимости);

результаты поверочных расчетов на прочность и устойчивость;

результаты других расчетов, если на их основании принимаются решения о проведении ремонтных работ или изменении условий эксплуатации.

Заключение по результатам диагностирования технического состояния резервуара должно содержать:

выводы и рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара;

оценка ремонтопригодности резервуара;

рекомендации по выполнению ремонтных работ, изменению режимов эксплуатации или выводу резервуара из эксплуатации.

Заключение и все приложения к нему хранятся вместе с паспортом резервуара.Копия заключения хранится в организации проводящей диагностирование.

.2 Описание резервуара РВС 20000 м. куб.

Рис.2.1. Описание резервуара РВС 20000 м. куб.

Конструкция резервуара РВС-20000 м куб. состоит из:

·        стенки цилиндрической;

·        кровли стационарной крыши;

·        конического днища;

·        лестницы, площадок, ограждений, люков и патрубков;

·        технологического оборудования.

К конструкции резервуара РВС-20000 добавляется понтон.

Днище резервуара РВС 20000 м. куб.

·        Тип: коническое днище с уклоном 1:100 от центра с окрайками.

·        Толщина центральной части: 5 мм.

·        Толщина окраек: 8 мм.

·        Форма отгрузки с завода: рулон либо подготовленные листы.

Рис.2.2. Днище резервуара РВС-20000 м. куб.

Стенка резервуара РВС-20000 м. куб.

·        Тип: оболочка цилиндрическая замкнутая.

·        Размер: 8 горизонтальных пояса.

·        Толщина верхнего пояса: 6 мм.

·        Толщина нижнего пояса: 8 мм.

·        Форма отгрузки с завода: рулон либо подготовленные листы.

Рис.2.3. Стенка резервуара РВС-20000 м. куб.

Крыша резервуара РВС-20000 м. куб.

·        Тип: стационарная коническая каркасная или рулонируемые полотнища.

·        Представляет собой стационарную крышу в форме конуса Угол наклона: 4,76є - 9,46є.

·        Толщина: 5 мм.

·        Вид: каркас и настил, состоит из секторных каркасов, кольцевых элементов каркаса, центрального щита и рулонируемых полотнищ настила.

·        Форма отгрузки с завода: настил в виде рулона.

Рис.2.4. Крыша резервуара РВС-20000 м. куб.

2.3 Испытание и приемка резервуаров

Резервуары всех типов перед сдачей их заказчику для выполнения антикоррозионной защиты и монтажа оборудования подвергают гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона дополнительно испытывают на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

Виды испытаний в зависимости от типа резервуаров приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Виды испытаний резервуаров

Для проведения испытания резервуара любого типа должна быть разработана программа испытаний, являющаяся составной частью проектов КМ и ППР.

Программа испытаний должна включать в себя:

- этапы испытаний с указанием уровня налива (слива) воды и времени выдержки;

значения избыточного давления и относительного разрежения, времени выдержки;

схему проведения визуального осмотра и указания по измерению необходимых геометрических параметров элементов конструкций резервуара и фундамента;

обработку результатов испытаний, проведение поверочных расчетов (при необходимости), выдачу заключения о пригодности и режиме эксплуатации резервуара.

Испытание проводят наливом воды на проектный уровень наполнения продуктом или до уровня контрольного патрубка, предусмотренного для ограничения высоты наполнения резервуара.

Налив воды следует осуществлять ступенями с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров и измерений в соответствии с программой испытаний.

Резервуары для хранения жидкостей с плотностью, превышающей плотность воды, а также находящиеся на объекте, где отсутствует возможность заполнения его водой, допускается испытывать продуктом по согласованию с органами Ростехнадзора. До проведения испытаний корпуса резервуара на прочность и устойчивость все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков и патрубков в стенку и крышу, а также сопряжение стенки с крышей и днищем должны быть проконтролированы на герметичность.

Испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С. При температуре ниже 5 °С испытания резервуаров допускаются при условии разработки программы испытаний, предусматривающей мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита:

при обнаружении дефекта в 1-м поясе - полностью;

при обнаружении дефекта во 2-6-м поясах - на один пояс ниже расположения дефекта;

при обнаружении дефекта в 7-м поясе и выше - до 5-го пояса.

Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживают под нагрузкой в течение (если в проекте нет других указаний):

- для резервуаров объемом до 10000 м³ - 24 ч;

для резервуаров объемом свыше 10000 м³ до 20000 м³ - 48 ч;

для резервуаров объемом свыше 20000 м³ - 72 ч.

Стационарную крышу резервуара без понтона испытывают на избыточное давление при заполненном водой резервуаре до отметки на 10 % ниже проектной с 30-минутной выдержкой под созданной нагрузкой. Давление создается подачей воды при всех герметично закрытых люках крыши.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление проводят визуальный контроль 100 % сварных швов стационарной крыши резервуара.

Устойчивость корпуса резервуара проверяют созданием относительного разрежения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разрежение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин) стенки и крыши считают выдержавшими испытание на относительное разрежение.

Избыточное давление принимают на 25 %, а относительное разрежение - на 50 % больше проектного значения (если в проекте нет других указаний).

Резервуар считают выдержавшим испытания, если в течение указанного времени на поверхности стенки и по краям днища не появляется течи и уровень воды не снижается, а осадка фундамента и основания резервуара стабилизировались.

После приемочных испытаний приварка к резервуару любых деталей и элементов конструкций не допускается. На резервуаре допускается проведение работ по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования, предусмотренных проектной документацией.

После завершения испытаний резервуара на основании проведенного визуально-измерительного контроля параметров его элементов, включая контроль состояния сварных швов (при необходимости физическими методами), должна быть проведена оценка фактического технического состояния металлоконструкций, основания и фундамента резервуара.

3. Расчетная часть

.1 Расчет стенки резервуара на прочность

Минимальная толщина листов стенки резервуара РВС для условий эксплуатации рассчитывается по формуле:

                                             (3.1)

где n₁ - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления, n₁ = 1,05;

 - плотность нефти;- ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;_{максдоп} - максимально допустимый уровень взлива нефти в резервуаре, м;

х - расстояние от днища до расчетного уровня, м;

n₂ - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, n₂ = 1,2;_и - нормативная величина избыточного давления, Па, принимается по таблице 3.1;- радиус стенки резервуара, м;_с - коэффициент условий работы, j_с = 0,7 для нижнего пояса, j_с = 0,8 для остальных поясов;_y - расчетное сопротивление материала пояса стенки по пределу текучести, Па.

Таблица 3.1 Значения рабочего (расчетного) избыточного давления и вакуума в газовом пространстве резервуаров

Расчетное сопротивление материала стенки резервуаров по пределу текучести, определяется по формуле:

 ,                                                                         (3.2)

Где  - нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла стенки, равное минимальному значению предела текучести, принимаемому по государственным стандартам и техническим условиям на листовой прокат;

г_м - коэффициенты надежности по материалу, г_м = 1,025;

г_н - коэффициент надежности по назначению, для резервуаров объемом по строительному номиналу 10000 м³ и более - г_н = 1,15, объемом по строительному номиналу менее 10000 м³ - г_н = 1,1.

Значение минимальной толщины стенки для условий эксплуатации увеличивается на величину минусового допуска на прокат и округляется до ближайшего значения из сортаментного ряда листового проката. Полученное значение сравнивается с минимальной конструктивной толщиной стенки д_кс, определяемой по таблице 3.2.

Таблица 3.2 Минимальная конструктивно необходимая толщина

В качестве номинальной толщины д_ном каждого пояса стенки выбирается значение большей из двух величин, округленное до ближайшего значения из сортаментного ряда листового проката.

д_ном ≥ max{д_e + C_i +Д; д_кс},

где С_i - припуск на коррозию(5% от д_e ), мм;

Д - фактическое значение минусового допуска на толщину листа, Д =0,2 мм;

д_кс - минимальная конструктивно необходимая толщина стенки.

Решение:

Исходные данные:

РВС 20 000;

количество поясов n=8:

высота резервуара Н=11,94 м;

диаметр резервуара D=45,6 м;

плотность жидкости (нефти) кг/м³ ;

предел текучести _т = 350 МПа.

1. По формуле (3.2) определим расчетное сопротивление материала стенки резервуара по пределу текучести

 ==296.925  МПа.

. По формуле (3.1) определим минимальную толщину стенки резервуара для условий эксплуатации по формуле

Для 1- го пояса: Для 1- го пояса:

д_{1= =}0,01115746 м. = 11,15 мм.

Для 2- го пояса:

Для 3- го пояса:

д₃₌₌0,0072542 м. =7,254 мм.

Для 4- го пояса:

д₄₌₌0,0059998 м. = 5,999 мм.

Для 5- го пояса:

д₅₌₌0,0047457 м. = 4,745 мм.

Для 6- го пояса:

д₆₌₌0,0034914 м. = 3,491 мм.

Для 7- го пояса:

д₇₌₌0,0022371 м. = 2,237 мм.

Для 8- го пояса:

д₈₌₌0,00098292 м. = 0,982 мм.

. По формуле (3.3) определим номинальную толщину стенки резервуара:

Для 1- го пояса: д_ном ≥ max {11,15+0,5575+0,2;11}=11,9075;11≈ 12мм.

Для 2- го пояса: д_ном ≥ max {8,738+0,4369+0,2;11}=9,3749;11≈ 10мм.

Для 3- го пояса: д_ном ≥ max {7,254+0,3627+0,2;11}=7,8167;11≈ 8мм.

Для 4- го пояса: д_ном ≥ max {5,999+0,2999+0,2;11}=6,49895;11≈ 7мм.

Для последующих поясов (с 5 - по 8-й) принимаем толщину стенки 11 мм.

4. Специальная часть

Новые подходы и технологии ремонта резервуаров с пригрузами. Применение композитных материалов и холодной сварки при ремонте пригруза.

.1 Основные понятия

Наиболее широкое применение в различных областях техники нашли методы безогневого ремонта, основанные на использовании композитных материалов. Ремонт резервуаров с использованием композитных материалов наиболее актуален в тех областях, где невозможно применить сварку.

Ремонт резервуаров традиционно производится при помощи ручной дуговой сварки. Но существуют такие узлы, где применение традиционных технологий с использованием ручной дуговой сварки осложняется многими факторами: воспламенение паров нефтепродуктов, зачистка и т.д. Таковыми узлами являются пригрузы (рис.4.1).

Пригруз резервуара представляет собой цилиндрическую или в виде призмы сварную конструкцию, расположенную на днище резервуара, и служащую для балластировки резервуара. Полость пригруза заполнена бетоном. Подобный элемент конструкции применяется на резервуарах, установленных в береговой зоне, а также в северных районах. В северных районах перепады температур могут привести к деформациям основного металла днища, которые в свою очередь могут привести к потере устойчивости самого резервуара.

Во время эксплуатации резервуара пригруз подвержен значительным гидростатическим (давление столба жидкости) и динамическим (воздействие перемещения днища) нагрузкам, также имеет место коррозионный и эрозионный износ. При изготовлении имеют место нарушения технологии сборки и сварки. Вследствие этих и многих других факторов на пригрузе образуются поверхностные и сквозные дефекты, многие из них являются недопустимыми.

Рис. 4.1. Пригруз резервуара.

Ремонт с применением сварки осложняется тем, что даже при полной дегазации резервуара, пары нефтепродуктов остаются внутри пригруза и могут служить причиной взрыва при огневых работах. При использовании же композитных материалов на основе металлополимеров при соблюдении техники безопасности можно избежать воспламенения и взрыва паров нефти и нефтепродуктов.

.2 Применяемые материалы. Технология ремонта с использованием композитных материалов

Для ремонта стенки и крыши, стальных пригрузов резервуаров рекомендуется использовать следующие материалы:

РЭМ-Сталь (фирма «Порсил Лтд» Россия); металлополимер «Сталь-керамика» (фирма «ЛЕО» Россия); Меtа1-Тесh SG (фирма «Тhortex» Великобритания); Belzona 1111 (фирма «Belzona» США); Мультиметалл-Рапид (фирма «Линкон-Диамант» Германия).

Композитные материалы составлены на эпоксидной основе и содержат от 65% до 92% мелкодисперсного металлического компонента.

Технология применения указанных материалов на объектах нефтяной и газовой промышленности согласована с Ростехнадзором России.

При ремонте сквозных и несквозных плоскостных или линейных дефектов выполняют следующие операции:

инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

подготовку дефекта к ремонту;

разметку ремонтируемого участка;

грунтование композитным материалом ремонтируемого участка и заполнение корневой части дефекта;

послойное заполнение полости дефекта композитным материалом;

грунтование композитным материалом металлической накладки;

нанесение слоя композитного материала толщиной 4-5 мм на ремонтируемый участок и если требуется (для армирования ремонтного слоя) установка с натягом металлической накладки на ремонтируемом участке, выдавливая при этом избыточный материал из-под накладки;

формирование заделки на ремонтируемом участке;

при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

Рис 4.2. Схема ремонта сквозного дефекта без закладки детали: 1- ремонтируемая деталь; 2- заделка.

4.3 Взаимодействие композитных материалов с ремонтируемой поверхностью

Природа взаимодействия полимеров с частицами измельченных металлов состоит в обволакивании их полимерами, которые образуют сложные полимерные цепи, обеспечивая высокую адгезию композитов.

Нанося пастообразные композиты на металлы, пластмассы, керамические изделия, за счет адгезионных свойств удается герметизировать повреждения, нарастить изношенный металл, ликвидировать коррозионные и эрозионные дефекты. После перемешивания и нанесения пастообразных композиций они твердеют в естественных условиях за 2-3 мин (материалы "Рапид") или в течение 2-3 ч (материалы стандартной модификации). После отвердевания высоконаполненные композиты приобретают основные свойства металлов - цвет, структуру, возможность механической обработки - шлифовки, фрезеровки, сверления, полирований, нанесения различных покрытий. При этом материалы приобретают новые качества, главное из которых - антикоррозионное свойство.

.4 Преимущества и недостатки применения композитных материалов при ремонте пригруза

Особую ценность такие методы представляют благодаря возможности проведения ремонта без применения огневых работ.

Эффективность композитов обусловлена: полным отсутствием остаточных напряжений при отвердевании; высокой химической стойкостью к различным агрессивным жидким и газообразным средам; улучшением эксплуатационных свойств; относительной дешевизной в сравнении с традиционными способами ремонтно-восстановительных работ; простотой и удобством их применения.

Благодаря специально подобранным компонентам эти материалы сохраняют свои характеристики на протяжении длительной эксплуатации при значительных изменениях температур, влажности, циклических нагрузках и вибрации. Исследования подтвердили, что даже в жестких условиях эксплуатации долговечность выполненных ремонтов составляет минимум 10 лет.

При проведении исследований были выявлены следующие недостатки:

Т.к. конструкция резервуара с пригрузом типична для северных районов при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С необходимо проводить дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала. Рекомендуется применять безогневые инструменты для поддержания требуемой температуры - тепловые пушки, промышленные фены и т.д

.5 Вывод

Применение композитных материалов при ремонте пригруза резервуара решает проблему безопасности ремонта, даёт экономический эффект, упрощает сам ремонт, а также делает конструкцию пригруза и его соединения более надежными.

5. Охрана труда и техника безопасности

Охрана труда и требования пожарной безопасности при ремонте резервуара

Меры пожарной безопасности и безопасных условий труда определяются исходя из конкретных условий проведения ремонтных работ, при условии строго исполнения действующих норм и правил по пожарной безопасности и охране труда.

К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, новообразованием и нагреванием до температуры, способной вызвать воспламенение материалов и конструкций (электрическая и газовая сварка, бензиновая, керосиновая или кислородная резка, кузнечные и котельные работы с применением паяльных ламп и разведением открытого огня).

Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении огневых работ возлагается на руководителя предприятия, а также лиц, в установленном порядке назначенных ответственными за обеспечение пожарной безопасности.

К производству огневых работ допускаются работники, выдержавшие испытания по специальной подготовке и имеющие соответствующие квалификационные удостоверения и талоны по охране труда и пожарной безопасности.

Огневые работы следует производить в светлое время суток (за исключением аварийных ситуаций) по письменному разрешению технического руководителя (начальника, заместителя начальника ЛПДС, НП, НС, согласованному с начальником пожарной службы).

Выполнение огневых работ проводится только после оформления наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

Для организации подготовки и проведения огневых работ назначаются работники из числа инженерно-технического персонала, ответственные за проведение мероприятий, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность подготовительных и огневых работ.

Огневые работы можно производить только после выполнения всех подготовительных мероприятий, обеспечивающих полную безопасность работ.

При проведении огневых работ рабочие должны быть обеспечены спецодеждой не имеющей следов нефтепродуктов, защитными масками (очками) и другими специальными средствами защиты.

При проведении огневых работ на рабочем месте должны быть размещены первичные средства пожаротушения.

Огневые работы производятся только в присутствии ответственного за выполнение этих работ.

При проведении огневых работ в резервуаре все люки (лазы) должны быть открыть.

Все роботы в резервуаре должны контролироваться снаружи работниками (не менее двух), прошедшими инструктаж и имеющими шланговый противогаз.

Огневые работы должны проводиться исправным инструментом и заземленным сварочным оборудованием. Запрещено использовать приставные лестницы. Во время проведения огневых работ в резервуаре любые другие работы запрещены.Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении несоблюдения мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске на огневые работы, появления в воздухе рабочей зоны паров нефтепродукта или горючих газов, а также возникновении опасной ситуации.

Ответственный за проведение огневых работ, при возникновении опасной ситуации, должен быть немедленно оповещен.

По окончании огневых работ место их должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленных огарков, окалины или тлеющих предметов, а при необходимости залито водой.

Список литературы

1.   ГОСТ 23118-99 (Конструкции стальные строительные. Общие технические условия).

2.      ВРД 39-1.10-013-2000 руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «порсил лтд» (г. Санкт-петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

3.   Земенков Ю.Д., Малюшин Н.А. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов. Тюмень, 1998, 296с.

4.      Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие. Под редакцией Ю.Д. Земенкова, СПб.: Недра, 2004, 544с.

5.   Иванов В.А, Рябков А.В, Кузьмин С.В. Типовые расчёты по сооружению промысловых и магистральных трубопроводов: Учебно - методическое пособие, - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 75 с.

.     Новосёлов В.В, Иванов В.А, Шутов В.Е. и др. Резервуары для хранения нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 365 с.

7.      ПБЭ НП-2001 «Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для нефтеперерабатывающих производств».

.        РД 153-39.4-078-01 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз».

9.   РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. » (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 25.07.1995 N 38) (вместе с «Типовой программой полного технического диагностирования резервуара»).