Основы ремонта резервуаров

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема

Методы ремонта основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров

Введение

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. Причины нарушения прочности резервуаров

Основными причинами нарушения прочности резервуаров при их эксплуатации являются колебания температуры окружающей среды (высокие положительные летом, доходящие до + 50°С, и низкие отрицательные зимой, доходящие до -50°С), гидростатическое давление налитого нефтепродукта, вызывающее горизонтальное (по касательной к окружности резервуара) кольцевое напряжение, неравномерные просадки резервуаров, знакопеременное давление в газовом пространстве, отклонения корпуса от правильной формы цилиндра, дефекты в сварных швах.

Жесткость конструкции стальных сварных резервуаров, которая в сочетании с хрупкостью сталей при низких температурах (даже спокойных сталей) приводит к образованию больших внутренних напряжений в отдельных узлах, особенно в нижних поясах и в месте сопряжения первого пояса с днищем.

Нарушение правил технической эксплуатации резервуаров, например опорожнение или заполнение резервуара нефтепродуктом со скоростью, превышающей максимальную пропускную способность дыхательных клапанов, может вызвать разрушение резервуара.

При монтаже и эксплуатации резервуаров, имеющих большие размеры и малую жесткость, неизбежны отклонения корпуса от правильной геометрической формы в виде выпучин, вмятин или гофр.

Кроме того, на резервуары действуют разрушающе некоторые компоненты нефти и нефтепродуктов (сера и сероводород) и атмосферная влага. Эти вещества, активно взаимодействуя с металлом, вызывают сильный коррозионный износ его. Перечисленные факторы почти во всех случаях действуют на резервуары вместе.

2. Очистка резервуаров от парафина и механических осадков

Один из способов очистки резервуара при ремонте -- удаление осадка инжекторами -- гидроэлеваторами, для чего осадок предварительно разбивают струей поды под давлением от 5 до 6 кг/см2 и превращают в водную эмульсию. Другой способ -- удаление грязи при помощи парового эжектора, который прикрепляют к концу зачистного шланга. В эжектор подают пар под давлением от 6 до 7 кг/см2. Осадок, засасываемый в эжектор, разогревается струей пара, превращается и легко перекачиваемую массу и откачивается па резервуара.

Для очистки резервуаров успешно применяют пожарные пено-генераторы ПГ-50 и ПГ-100 . При подаче воды под давлением до 8 кг/см2 - в генераторе образуется сильный вакуум. Под его действием нефтегрязь поднимается по конусу и далее захватывается сильным потоком поды.

В последнее время для очистки резервуаров применяют различные моющие средства типа МЛ, представляющие композиции синтетических поверхностно-активных веществ с добавками электролитов. Такой метод очистки основан на гидродинамическом и физико-химическом воздействии струи моющего раствора на нефтяные остатки.

В резервуар вводят моечную машину -- гидромонитор. Под действием раствора осадок размягчается, уменьшается его сила поверхностного натяжения; получаемую благодаря этому эмульсию откачивают из резервуара. Раствор легко удаляет адсорбированный нефтепродукт и ржавчину с верхних поясов и крыши резервуара, что способствует быстрой дегазации последнего. Резервуары из-под нефти и темных нефтепродуктов очищают горячим (от 45 до 700 С) водным раствором моющего препарата МЛ-2, концентрация которого составляет от 0,15 до 0,35% но весу. Резервуары из-под светлых

3. Очистка резервуаров от парафина и механических осадков

При промывке резервуаров из-под светлых нефтепродуктов холодными растворами результаты получаются лучшие, чем при промывке теплыми. При этом время промывки и потери нефтепродуктов от интенсивного испарения уменьшаются, а очистка протекает в условиях, более безопасных в пожарном отношении.

Для очистки, резервуаров из-под сырой нефти рекомендуется также 0,25% раствор МЛ-22.

Насколько эффективна очистка емкостей препаратами МЛ, видно из того, что после очистки в них можно заливать другие нефтепродукты, а также вести сварочные работы.

Для зачистки резервуаров НИИ Транснефть разработал передвижную установку, смонтированную на трехосном прицепе 2ПП-25-252 грузоподъемностью 25 т. Установка состоит ив центробежных насосов 5Н-5Х2 и 4НФ (фокальный) с приводом от электродвигателей соответственно КО-52-2 и А-51/4, обвязочных и соединительные трубопроводов, зачистного оборудования и струйных подогревателей. Зачистное оборудование в свою очередь состоит из размывающих автоматических машинок РАМ-1 и струйного насоса.

Зачистные машины с раскладывающимися подвесками опускают в резервуар через отверстия, прорезаемые в крыше, а струйный насос наводят в люк-лаз резервуара.

Моющая жидкость в зачистные автоматические машины подается насосом 5Н-5Х2 под давлением от 12 до 16 кг/см2. Расход жидкости составляет от 28 до 32 м3/ч. Жидкость срезает отложения и превращает их в жидкую массу, которая откачивается струйным и затем фекальным насосами.

Представляет интерес установка для очистки резервуаров, применяемая фирмой Active Oil Servise. Все оборудование установки монтируется на шасси автомобиля. Главная часть установки -- вакуумный резервуар емкостью 18 м3, изготовленный из листовой стали, рассчитанный на избыточное давление 8 кг/см2 и вакуум до 746 мм водного столба. Давление и вакуум создаются с помощью поршневого двухступенчатою насоса, приводимого в действие от двигателя внутреннего сгорания мощностью 33 л.с.

Очищаемый резервуар соединяют с установкой шлангом диаметром 100 мм, максимальная длина которого не превышает 24 м. Затем создается вакуум и открывается задвижка на всасывающей линии. Осадок засасывается в вакуумный резервуар установки и удаляется из него под давлением.

Наиболее распространенным способом удаления парафиновых отложений из резервуаров путем их взвешивания с помощью веерных сопел (размывающих головок) и последующей откачки вместе е нефтью.[1]

4. Организация планово-предупредительного ремонта резервуаров

Для поддержания резервуаров в технически исправном состоянии проводят планово-предупредительный ремонт, который предусматривает осмотровой, текущий и капитальный ремонты самого резервуара и всего резервуарного оборудования. Планово-предупредительный ремонт резервуаров выполняется с соблюдением календарного графика ремонтов, составленного на основе технического состояния резервуаров, характера работы резервуарного парка отдельных перекачивающих станций и всего трубопровода. Графики ремонтов составляются на год по каждой перекачивающей станции и утверждаются главным инженером нефтепроводного управления.

Финансирование работ по выполнению планово-предупредительного ремонта резервуаров ведется так: затраты, связанные с производством работ по осмотровому и текущему ремонтам, относит к эксплуатационным расходам; капитальный ремонт резервуаров выполняют за счет средств на капитальный ремонт, которые создаются из амортизационных отчислений.

Поэтому для своевременного открытия финансирования работ при капитальном ремонте намеченные к капитальному ремонту резервуары следует включать в титульный список капитального ремонта объектов нефтепроводного управления на предстоящий год. Для выявления ориентировочной стоимости капитального ремонта резервуара составляют предварительную ведомость дефектов, в которой указывают объемы всех предполагаемых ремонтных работ. При планировании ремонта резервуаров следует выявить примерные сроки проведения их с тем. чтобы соответственно координировать работу резервуарных парков всех перекачивающих станций данного трубопровода и выбрать наиболее подходящий режим работы трубопровода и резервуарных парков перекачивающих и наливных станций.[1]

5. Осмотровой и текущий ремонты резервуаров

Осмотровой ремонт резервуара выполняют не реже одною раза в 6 месяцев без освобождения его от нефтепродукта. При этом проверяют техническое состояние корпуса, крышки резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняют также в процессе эксплуатации.

В зависимости от условий эксплуатации и технического состояния резервуаров сроки осмотрового ремонта могут быть сокращены. Поэтому календарный график осмотрового ремонта составляют в каждом конкретном случае с учетом состояния отдельных резервуаров. График ремонта утверждает главный инженер нефтепроводного управления.

Текущий ремонт резервуаров проводят не реже одного раза в 2 года. Как и при осмотровом ремонте, график утверждает главный инженер управления.

В зависимости от характера и объема предполагаемых работ текущий ремонт резервуара можно выполнять с опорожнением его от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, но с заполнением газового пространства негорючими (дымовыми) газами.

До начала ремонта независимо от способа ведения работ производят нивелирование окрайки днища не менее чем в восьми точках (желательно в тех же точках, в которых она производилась при строительстве для возможности сравнения результатов нивелирования).

Когда резервуар ремонтируют с освобождением его от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, выполняют следующие работы: освобождают резервуар от нефти, зачищают и дегазируют его, очищают внутреннюю и внешнюю поверхности резервуара от продуктов коррозии, проверяют техническое состояние корпуса, днища и крыши, заваривают коррозионные раковины и отверстия с приваркой отдельных накладок, проверяют все сварные швы, проверяют и ремонтируют все резервуарное оборудование, окрашивают, испытывают резервуар на прочность и плотность.

При ремонте резервуара с наполнением его негорючими газами после этой операции (наполнения газами) выполняют те же работы, что и в предыдущем случае, за исключением зачистки, дегазации, проверки и ремонта днища и оборудования, установленного внутри резервуара. Этот способ имеет меньший объем подготовительных работ, но может быть применен лишь в тех случаях, когда днище и внутреннее оборудование не требуют ремонта.

В качестве негорючих используют дымовые газы -- отходы парокотельной установки, имеющейся на каждой нефтеперекачивающей станции.

6. Планирование работ по капитальному ремонту резервуарных емкостей

Работы по ремонту резервуарных емкостей являются составной частью планов ремонта и реконструкции объектов, объемы работ включаются в раздел «Резервуарные парки» Комплексных Программ диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов.

Выбор резервуарной емкости для проведения работ по её ремонту проводится на основе оценки её технического состояния.

Данными для анализа и оценки технического состояния резервуарной емкости являются:

- результаты диагностики;

- сведения о ранее выявленных и устраненных дефектах;

- данные геодезического обследования геометрических параметров резервуара;

- данные технического паспорта резервуарной емкости

- и так далее.

7. Капитальный ремонт резервуаров

Капитальный ремонт резервуара планируют по мере необходимости по результатам эксплуатационного осмотра и осмотров, производимых при текущих ремонтах. На основании этих данных на перекачивающей станции составляют годовой график капитального ремонта резервуаров с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и откачке нефтепродуктов.

Капитальный ремонт резервуарных емкостей производится в соответствии с требованиями РД 39-0147103-385-87 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов", СНИП 2.05.06-85*, других нормативных документов, определяющих порядок и организацию работ на резервуарных емкостях магистральных нефтепроводах.

В состав капитального ремонта резервуарных емкостей входит:

- подготовка резервуарной емкости к проведению работ очистки;

- диагностика резервуарной емкости (при проведении работ по замене несущих конструкции);

- замена или ремонт конструкции - днище, пояса, кровля;

- замена или ремонт систем - дыхательная арматура, система пожаротушения и так далее;

- послеремонтное гидравлическое испытание с проведением послеремонтного диагностирования;

- нанесение внутреннего антикоррозийного покрытия.[1]

8. Контроль качества производства работ по ремонту резервуарной емкости

Контроль качества при производстве работ по резервуарным емкостям осуществляется по следующей схеме:

- производственный контроль - осуществляется силами и средствами ремонтно-строительного подразделения (постоянный);

- эксплуатационный контроль - осуществляется силами и средствами подразделения эксплуатирующей резервуарную емкость (выборочный, периодический) но не реже одного раза в 5 дней при производстве работ с оформлением актов;

- технический надзор (супервайзер) - осуществляется службой имеющей лицензию Госгортехнадзора России (постоянный);

- инспекционный контроль - осуществляется региональными органами Госгортехнадзора России (выборочно, периодически);

- результаты проведенного контроля (акты) представляются в отдел эксплуатации;

- ответственность за соблюдением качества ремонтных работ по ремонту резервуарной емкости и составлением исполнительной документации несет инженерно-технический персонал, назначенный соответствующим приказом организации, производящей работы;

- контроль качества производства работ осуществляется на всем процессе производства работ, начиная с приемки материалов, используемых при ремонте резервуара, от поставщика с оформлением актов. Акты направляются в отдел капитального ремонта, и эксплуатации.[1]

9. Расчет системы размыва отложений

Алгоритм расчета системы размыва отложений при заданном количестве сопел nс таков.

Необходимый радиус действия одного сопла

Rc=0,5· dn, при n=1,

или

Rc= dn/(4cos(р/nc)), при nc>=3

Справочные данные по размерам веерных сопел c регулируемой высотой щели смотрите в таблице 1.

Скорость истечения нефти из сопла щ0, при которой будут взвешены парафиновые частицы на расстоянии Rc от него

(1)

где щmin - минимально необходимая скорость для взвешивания парафиновых частиц, м/с, щmin= 0,2 м/с;

дф - поправка, учитывающая трение веерной струи о днище резервуара

(2)

где Rе0 - число Рейнольдса при истечении нефти из веерного сопла радиусом r0

(3)

где В0 - высота кольцевой щели веерного сопла, м;

н - кинематическая вязкость нефти, используемой для взвешивания осадка, м2/с.

Нетрудно видеть, что величина щ0 определяется по формуле (1) методом последовательных приближений.

Необходимый расход нефти, подаваемой насосом к веерным соплам

Qн=2·П·що·Во·rо·nc (4)

Минимально необходимый напор насоса, используемого для размыва парафиновых отложений

Нн=Нст+Нс+Нтр.в+Нтр.н. (5)

где Нст - уровень нефти в резервуаре, м;

Нс - потери напора при истечении нефти через веерное сопло

(6)

где мс - коэффициент расхода сопла, ориентировочно мс = 0,7, а более точно

резервуар парафин система ремонт

 (7)

где Rec - число Рейнольдса для нефти, вытекающей из сопла,

(8)

где dп- диаметр корпуса сопла, м;

r3 - радиус скругления выходных кромок, м,

r3 = (0,01... 0,15)·dп;

Нтр.в., Нтр.н. - потери напора соответственно во внутрирезервуарной и внерезервуарной трубопроводной обвязке, м.

При расчете Нтр.в. ориентировочно можно принять, что сначала нефть с расходом Qн подается к центру резервуара, а затем с расход дом Он/nс - к каждому из сопел. Величина же Нтр.н. складывается из потерь на трение по длине, а также из потерь на местных сопротивлениях (задвижке и фильтре).

По найденным величинам Qн и Нн выбирается тип насоса.[2]

10. Методы ремонта основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров

К распространенным видам повреждения оснований резервуаров относятся:

- неравномерная по площади и периметру днища осадка;

- значительная равномерная осадка;

- местная просадка под днищем резервуара;

- периферийная просадка под стенкой резервуара и другое.

При ремонте основания резервуаров подбивают края песчаной подушки, заполняют пустоты под днищем в местах образования хлопунов и исправляют просевшие участки. Для ремонта основания применяют гидроизолирующий состав (черный грунт), который состоит из смеси вяжущего вещества и песка крупностью от 0,1 до 2,0 мм. Содержание в песке глинистых и песчаных частиц крупностью менее 0,1 мм не должно превышать от 40 до 50 %. В качестве вяжущего вещества используют жидкие битумы марок А-6 и Б-6 или малосернистый мазут. Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе недопустимо. Объемная доля вяжущего вещества в готовом изолирующем слое не должна превышать 10%. При ремонте основания резервуар поднимают. Для устранения неравномерной осадки (крена), превышающей допустимые значения (для резервуаров вместимостью 2000 м3 и более -- 60 мм для двух соседних точек и 100 мм для любых двух точек), на участке осадки к корпусу резервуара прерывистым швом приваривают ребра жесткости из двутавра. Под ребра жесткости подводят домкраты. Резервуар поднимают на высоту, превышающую осадку на 15 см. До проектной отметки подбивают гидроизолирующий материал. Опустив резервуар, нивелируют окрайку днища и составляют нивелировочную карту. В местах образования под днищем резервуара пустот или выпучин, размеры которых превышают допустимые, необходимо вырезать отверстия диаметром от 25 до 30 см, затем засыпать пустоту или выпучину изолирующей смесью и уплотнить ее. На вырезанное отверстие следует наложить накладку из листа толщиной 5 мм с нахлестом от 40 до 50 мм и приварить ее.

При неравномерной по периметру основания осадке фундаментного железобетонного кольца и образовании зазора между кольцом и окрайками днища размером до 100 мм на значительном протяжении периметра (отклонение стенки резервуара находится в допустимых пределах) ограничиваются устранением зазора путем заполнения его бетонным раствором марки не ниже 100 с последующим качественным уплотнением бетона. Если отклонения стенки от вертикали превышает допустимое, то сначала устраняют крен резервуара путем подъема корпуса, затем заполняют зазор между кольцом основания и днища бетонным раствором с последующим его уплотнением.

В случае когда резервуар, построенный на слабых грунтах, имеет значительную равномерную осадку, превышающую допустимые значения, вокруг него устраивают монолитное бетонное или бутобетонное кольцо, внутренний диаметр которого больше диаметра днища резервуара на 1 м. Приемораздаточные трубопроводы оборудуют гибкими вставками либо компенсирующими устройствами для устранения перенапряжения мест их врезки в корпус или пpoдолжающейся осадки.

Местные просадки основания под полотнищем днища резервуара глубиной не более 150 мм на площади, превышающей 2 м2, устраняют следующим образом. В днище на участке, где имеются пустоты, вырезают одно или несколько отверстий диаметром от 200 до 250 мм и подбивают его сухим чистым крупнозернистым песком или гидроизолирующим материалом (девять частей песчаного грунта и одна часть жидкого битума). Подбивку тщательна уплотняют пневмотрамбовкой. Затем отверстие закрывают круглой накладкой, диаметр которой превышает диаметр отверстия на 100 мм, и приваривают ее по всему контуру плотным швом.

Днища резервуаров подвержены коррозионному и механическому разрушениям. Трещины наиболее часто встречаются в сварных швах, а также в основном металле сегментов и окраек днища, Они вызваны концентрацией напряжений в нижнем узле резервуаров. При устранении таких трещин срезают уторный уголок длиной 250 мм (в каждую сторону от трещины) и выявляют ее границу путем травления дефектного шва 10% раствором азотной кислоты. Концы трещины засверливают сверлом диаметром от 6 до 8 мм. После этого ее разделывают под сварку. Под шов устанавливают подкладку шириной от 150 до 200 мм, толщиной от 5 до 6 мм и длиной, которая несколько превышает длину трещины. После того как трещина заварена, приваривают корпус в месте вырезки уторного уголка и торцы последнего к сегменту.

Аналогично устраняют трещины, захватывающие не только сварной шов, но и основной металл, а также мелкие трещины в основном металле окраек длиной до 100 мм. Для устранения трещин длиной от 200 до 300 мм в сегменте или окрайке срезают уторный yгoлок на длину 1500 мм и участок сегмента (окрайки) шириной 500 мм с трещиной посередине. На это место встык подгоняют вставку (зазор от 3 до 4 мм), устанавливают подкладки и приваривают вставку к сегментам и окрайкам днища, а также корпус в месте выреза уторного уголка к сегменту с двух сторон.

Трещины в швах и основном металле полотнища днища наблюдаются редко. Чаще они появляются в местах пересечения швов. Причина их образования - отклонение от нормальной технологии сварки днищ резервуаров при их строительстве. Один из наиболее часто встречающихся дефектов днища -- хлопуны, служащие причиной образования трещин. Хлопуны высотой более 150 мм и площадью 2 м2 устраняют следующим образом. Вырезают отверстие, пустоту заполняют гидроизолирующим материалом или чистым крупнозернистым песком. На отверстие устанавливают и приваривают накладку из листа той же толщины, что и 1 днище. Размеры накладки выбирают так, чтобы обеспечивался нахлест 50 мм. Хлопуны высотой более 150 мм и площадью более 2 м2 устраняют таким путем: выявляют границы деформированного участка и намечают линию разреза, по концам которой вырезают отверстия диаметром до 100 мм. По намеченной линии разрезают полотнище днища и вырезают лишний металл. Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию так, чтобы высота хлопуна не превышала 100 мм. Затем по месту разреза подгоняют полосовую накладку толщиной, равной толщине листа днища, нахлест должен составлять от 40 до 50 мм. Выпуклости высотой более 200 мм удаляют. Для этого все сварные швы на участке-выпуклости распускают газорезкой. Сильно деформированные листы удаляют, на их место подгоняют новые внахлестку. Если днище требуется заменить полностью, то резервуар поднимают на высоту от 150 до 200 мм, затем днище вырезают. На отремонтированном основании собирают, сваривают и испытывают новое днище. После этого на него опускают резервуар, днище соединяют с корпусом.

В корпусах резервуаров трещины встречаются в сварных швах и основном металле. Часто трещины наблюдаются в местах пересечения швов, вдоль и поперек них. Продольные трещины в сварных швах, а также поперечные трещины, не распространившиеся на основной металл, устраняют путем засверливания их концов, разделки дефектного места под сварку и двусторонней заварки дефектных мест. При устранении продольных трещин длиной более 150 мм, начинающихся с любого горизонтального шва, а также поперечных трещин, выходящих на основной металл, вырезают дефектный участок (с трещиной посередине) шириной 1000 мм на всю высоту листа, разделывают кромки листов пояса резервуара и подогнанной вставки. После этого распускают горизонтальные швы в обе стороны от вставки на 500 мм, вставку подгоняют встык или внахлестку и приваривают.

Порядок проведения сварочных работ при удалении листов с трещиной показан на. Аналогично устраняют трещины в основном листе корпуса. При ударении пересекающихся трещин в сварных швах вырезают отверстие 1 диаметром 500 мм с венгром в точке пересечения сварных швов и устанавливают изнутри заплату 2 диаметром 1000 мм. Толщина заплаты должна быть равна толщине листов этого пояса. Сначала сварку проводят снаружи, затем внутри резервуара обратноступенчатым методом.

Довольно часто встречаются трещины по основному металлу первого пояса, начинающиеся от места приварки резервуарного оборудования. В таких случаях лист удаляют полностью, иногда вырезают участок шириной не менее 2000 мм на всю высоту пояса. На дефектное место монтируют новый лист. При наличии расслоений, раковин и крупных вмятин удаляют весь лист с помощью газорезки. Способ сборки и подгонки новых листов на ремонтируемое место зависит от их толщины: менее 5 мм - листы собирают внахлестку (от 30 до 40 мм), 6 мм и более - встык.

При сборке листов встык зазор между стыкуемыми элементами должен быть не менее 2 мм и не более 4 мм. При разорах, превышающих 4 мм, сварку ведут на подкладке, толщина которой равна толщине листа. Свариваемые листы должны иметь скос кромок под углом от 30 до 35°. При сварке необходимо следить за тем, чтобы расстояние между сварными швами в днище и кровле было не менее 200 мм, а в корпусе резервуара - не менее 250 мм.

Сварочные работы при ремонте резервуара следует вести при положительной температуре окружающей среды. Ручную сварку выполняют обратноступенчатым способом с двух сторон. Длина ступени не должна превышать от 200 до 250 мм. Число швов зависит от толщины листов: при толщине от 4 до 5, от 6 до 7, от 8 до 9, от 10 до 12 мм число слоев составляет соответственно 2, 2, 3 и от 3 до 4. При сварке внахлестку размер ступени возрастает до 400 мм.

При капитальном ремонте в резервуарах проверяют отклонение формы корпуса от цилиндрической с помощью отвеса. Эти отклонения могут быть в виде выпуклостей и вмятин. Обычно они появляются при строительстве и в процессе эксплуатации резервуара в средних и верхних поясах, которые имеют меньшую жесткость; если стрела прогиба или выпуклостей превышает допустимую величину, то их исправляют. Допустимые отклонения поверхности (стрела прогиба) от вертикальной образующей цилиндра, соединяющей нижний и верхний края дефектного места, зависят от размеров дефекта, но они не должны превышать 15, 30 и 45 мм на расстоянии по вертикали соответственно 1500, 3000 и 4000 мм.

Если в корпусе имеются горизонтальные гофры, размеры которых превышают допустимые, то их устраняют или исправляют. Для этого в центре вмятины приваривают прерывистым швом круглую накладку из листовой стали толщиной от 5до 6 мм и диаметром от 120 до 150 мм. К накладке приваривают серьгу. Правку осуществляют с помощью трактора (ручной лебедки), трос от которого прикрепляют к серьге. После правки дефектное место тщательно осматривают. Если не будет обнаружено трещин, то изнутри резервуара на дефектное место прерывистым швом приваривают элемент жесткости - завальцованный по радиусу окружности уголок длиной, превышающей размеры вмятины на 25 мм. При обнаружении трещин лист следует заменить.

Деформированные листы с выпуклостями больших размеров и гофрами удаляют. Новые листы подгоняют встык или внахлест в зависимости от конструкции резервуара. Деформированный участок стенки большого размера целесообразно заменить, предварительно установив несущие опоры и стойки. Листы подгоняют встык или внахлест в зависимости от конструкции резервуара. В кровле резервуара. Наиболее часто встречается сильный и равномерный коррозионный износ. В таких случаях негодные листы заменяют новыми.

Некоторые дефекты резервуаров (небольшие коррозионные повреждения и мелкие трещины сварных швов кровли, верхних поясов стенки, днища и понтона) могут быть устранены без применения сварочных работ. Для этого используют эпоксидные клеевые составы холодного отверждения, полимеризующиеся при температуре окружающей среды от 5 °С и выше. Обычно время отверждения составляет 24 ч. Для ускорения отверждения отремонтированный участок подогревают до от 60 до100 °С. При этом время отверждения сокращается до 2 - 4 ч.

Для эпоксидного клея рекомендуют следующий состав, вес. ч.:

- эпоксидная смола ЭД-16 - 100

- пластификатор (дибутилфталат) - от 18 до 20

- отвердитель(полиэтиленполиамин) - от 12 до 15

- наполнитель (алюминиевая пудра) - от 30 до 40

Подлежащий ремонту участок очищают с перекрытием дефекта на 40 - 80 мм в каждую сторону металлической щеткой, напильником и наждачной бумагой и обрабатывают бензином. Перед нанесением состава поверхность обезжиривают ацетоном.

Мелкие трещины и отверстия могут быть ликвидированы без армирующего материала путем покрытия дефектного участка слоем клея толщиной 0,15 мм. На крупный дефектный участок наносят слой клея, на который накладывают армирующий материал (стеклоткань, бязь и другие), который в свою очередь покрывают слоем клея. Армирующих слоев наносят не менее двух, причем каждый верхний слой должен перекрывать нижний на 20 - 30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой клея, затем лакокрасочное покрытие. Каждый слой уплотняют металлическим роликом для удаления воздуха. По окончании работ отремонтированный участок выдерживают при температуре от 15до 25 °С в течение 48 ч.

Если днище или первый пояс резервуара подвергнуты сплошной коррозии или имеют групповые каверны, на пораженные участки наносят сплошное армирующее покрытие по следующей технологии. Ремонтируемый участок очищают пескоструйным аппаратом, протирают авиационным бензином и грунтуют эпоксидной грунтовкой следующего состава, вес. ч.:

- шпаклевка эпоксидная ЭП-0010 - 100

- отвердитель (гексаметилендиамин) - 8,5

- растворитель Р-40 (состав: ацетон - 20 %, этилцеллюлозы - 30%, толуол - 50%) - 35...40

Время действия грунтовки такого состава от 5 до 7 ч. Отдельные раковины, свищи и каверны шпаклюют следующим составом, вес. ч.:

- шпаклевка эпоксидная ЭП-0010 - 100

- отвердитель (гексаметилендиамин) - 8,5

- наполнитель (алюминиевая пудра) - 100

Такая шпаклевка имеет тестообразную консистенцию и обладает действенностью от 1,0 до 1,5 ч. На загрунтованную поверхность после шпаклевки раковин и каверн с помощью разлива наносят эпоксидную шпаклевку толщиной 2 мм следующего состава, вес. ч.:

- шпаклевка эпоксидная ЭП-0010 - 100

- отвердитель (гексаметилендиамин) - 8,5

На этот слой укладывают армирующий слой и укатывают его перфорированным катком для удаления воздушных пузырей. Следующие слои укладывают через 24 ч, то есть после отверждения предыдущих слоев. На последний слой наносят путем напыления грунтовку вязкостью от 17 до 20 сСт по вискозиметру ВЗ-4. При работе с эпоксидными смолами необходимо соблюдать соответствующие меры безопасности. Ремонтируемый резервуар должен быть оборудован приточно-вытяжной вентиляцией с двадцатикратным обменом воздуха.

Для освещения в резервуаре следует использовать низковольтные (12 В) фонари или светильники во взрывобезопасном исполнении. Работающие должны соблюдать особую предосторожность, не допуская разлива и попадания смолы на кожу.[3]

11. Контроль качества производства работ по ремонту резервуарной емкости

Контроль качества при производстве работ по резервуарным емкостям осуществляется по следующей схеме:

- производственный контроль - осуществляется силами и средствами ремонтно-строительного подразделения (постоянный);

- эксплуатационный контроль - осуществляется силами и средствами подразделения эксплуатирующей резервуарную емкость (выборочный, периодический) но не реже одного раза в 5 дней при производстве работ с оформлением актов;

- технический надзор (супервайзер) - осуществляется службой имеющей лицензию Госгортехнадзора России (постоянный);

- инспекционный контроль - осуществляется региональными органами Госгортехнадзора России (выборочно, периодически);

- результаты проведенного контроля (акты) представляются в отдел эксплуатации;

- ответственность за соблюдением качества ремонтных работ по ремонту резервуарной емкости и составлением исполнительной документации несет инженерно-технический персонал, назначенный соответствующим приказом организации, производящей работы;

- контроль качества производства работ осуществляется на всем процессе производства работ, начиная с приемки материалов, используемых при ремонте резервуара, от поставщика с оформлением актов. Акты направляются в отдел капитального ремонта, и эксплуатации.[1]

12 Классификация резервуаров

Емкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

- по отношению к уровню земли резервуары могут быть:

а) подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре);

б) наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, обладающих различными физическими свойствами, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчетом.

- по материалу, из которого они изготовлены:

а) металлические;

б) железобетонные;

в) каменные;

г) земляные;

д) синтетические;

е) ледогрунтовые игорные в различных горных породах, слагающих кору земного шара;

- по величине избыточного давления:

а) резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного(ри ? 0,02МПа);

б) резервуары высокого давления (ри >0,02МПа);

- по технологическим операциям:

а) резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;

б) резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;

в) резервуары-отстойники;

г) резервуары-смесители;

д) резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров;

- по конструкции:

а) стальные резервуары (вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые, резервуары-цилиндроиды);

б) железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные).

Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, шахтные и ледогрунтовые.

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120 С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной инспекции.

Нефтяные металлические резервуары имеют форму поверхностей вращения и подвергаются действию постоянного внутреннего давления, распределенного симметрично относительно оси вращения. Под действием внутреннего давления в стенках оболочки возникают напряжения растяжения и частично изгиба. Но вследствие малой толщины стенки по сравнению с радиусом кривизны оболочки при определении напряжений с достаточной для практических расчетов точностью для резервуаров объемом до 10 000 м3 можно пренебречь изгибом стенок.

При этих условиях основным расчетным уравнением для определения прочности металлических стальных резервуаров является уравнение Лапласа:

где Тм и Rм - усилие и радиус кривизны в меридиональном сечении; Тк и Rк - усилие и радиус кривизны в кольцевом сечении; с - максимальная плотность хранимого в резервуаре нефтепродукта; hи - избыточное (газовое) давление; hг - высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара (принимается равным расстоянию от максимального уровня до расчетного уровня пояса, который на 300 мм выше нижней кромки пояса).

Некоторые виды резервуаров представлены на рисунках 1, 2, 3, 4, 5, 6.



1 - корпус; 2 - покрытие; 3 - опорная стойка; 4 - лестница; 5 - днище

Рис 1 - Стальной цилиндрический резервуар со щитовой кровлей объемом 5000 м3



1 - корпус; 2 - сферическое покрытие; 3 - сферическое кольцо сопряжения цилиндрического корпуса с шаровой поверхностью покрытия; 4 днище; 5 - анкерные крепления; 6 - стенка; 7 - днище; 8 - нижнее кольцо жесткости; 9 - анкерная консоль; 10 - анкерный болт; 11 - анкер; 12 - бетонная плита; 13 - верхнее кольцо жесткости

Рис 2 - Вертикальный цилиндрический резервуар высокого давления



а - план верхнего настила плавающей крыши; б - план ребер жесткости нижнего настила плавающей крыши; в - план днища резервуара;1- плавающая крыша; 2- затвор; 3 - кронштейны затвора; 4 - ребра жесткости; 5 опорные стойки; 6 -балкон; 7 - подвижная лестница; 8 - неподвижная лестница

Рис 3 - Резервуар с плавающей крышей



1 - узел дыхательной арматуры; 2 - поплавковый указатель уровня; 3 - совмещенный узел (шлюзовая камера) для замера уровня, температуры нефтепродукта и отбора пробы; 4 - запорная арматура; 5 - приемный и раздаточный патрубки; 6 - дренажный кран

Рис 4 - Шаровой резервуар



1 - днище; 2 - корпус; 3 - лестница; 4 - площадка с оборудованием; 5 - опорное кольцо

Рис 5 - Каплевидный резервуар

1 - сборное перекрытие; 2 - монолитное днище; 3 - световой люк; 4 люк-лаз; 5 - вентиляционный патрубок; 6 - приямок

Рис 6 - Прямоугольный сборный железобетонный резервуар объемом 2000 м3

Заключение

В данном курсовом проекте были изложены основы ремонта резервуаров. Уделено внимание причинам нарушения прочности резервуаров. Представлены организация планово-предупредительного ремонта резервуаров, осмотровой и текущий ремонты, капитальный ремонт и очистка резервуаров от парафина и механических осадков.

Библиографический список

1. Галеев В.Б., Сощенко Е.М., Черняев Д.А. «Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций» М.- Недра 1968.

2. Тугунов П.И., Нововселов В.Ф. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» Уфа. ООО «ДизайнПолиграфСервис»-2002.

3. Крылов Г.В., Морозов А.А., Сорокина Т.В., Степанов О.А. «Эксплуатация и ремонт нефтепроводов и нефтехранилищ» М. - образовательно издательский центр «Академия» - 2002

Размещено на Allbest.ru