Размещено на http://www.allbest.ru/

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

1.1 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]

Тип, марка насоса	Количество насосов, шт.	Характер работы	Порядок соединения	Давление в нагнетательной линии, атм.	Производительность, м3/ч
				проектное	фактическое	проектная	фактическая
НМ1250-260	2	с подключенными резервуарами	параллельно	26	26	1250	1250
14НДсН	5		последовательно	3,7	3,7	1100	300

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

Тип, марка	Наименование завода- изготовителя	Год изготовления	Год установления	Производительность, м3/ч	Напор, м ст. жидкости	Номер агрегата	Число оборотов	Перекачиваемая жидкость
				по паспорту	факти - ческая	по паспорту	факти - ческая
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
для основной перекачки
НПС-ТОН -1
НМ 1250- 260	Сумской насосный завод	2002	2002	1250	1250	260	260	1Зав. № 342	3000	нефть
НМ 1250- 260		2002	2002	1250	1250	260	260	2Зав. № 344	3000	нефть
ТОН-2
14НДсН	Завод имени Калинина	1964	1972	1100	300	37	37	1	960	нефть
14НДсН		1960	1962	1100	300	37	37	2	960
14НДсН		1958	1959	1100	300	37	37	3	960
ТОН-3
14НДсН	Завод имени Калинина	1958	1959	1100	300	37	37	3	960	нефть
14НДсН		1958	1959	1100	300	37	37	4	960
для вспомогательных целей
маслосистема
РЗ-30	Армавирский насосный завод	1972	1972	18	18	36	36	1	970	масло
РЗ-30		1972	1972	18	18	36	36	2	970

Таблица

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
автоматическая насосная пенного пожаротушения
Д200х 90	Приморский завод «Металлист»	1997	1997	180		74		1	2950	раствор пено - образователя
Д200х 90		1997	1997	180		74		2	2950
Д200х 90		1997	1997	180		74		1	2950	вода
Д200х 90		1997	1997	180		74		2	2950	вода
ВКС2 /26		1997	1997	7,2		26		1	1450	пенообра- зователь
автоматическая система пенного пожаротушения
ЦНС 300х120	Щелковский завод	2001	2001	300	300	120	120	1	1475	вода
ЦНС 300х120		2001	2001	300	300	120	120	2	1475	вода
ЦНС 180х85		2001	2001	180	180	85	85	3	1475	вода
откачка утечек нефти
12НА9х 4	Сумской насосный завод	2002	2002	80	80	43	43	1Зав. № 511	1470	нефть
12НА9х 4		2002	2002	80	80	43	43	1Зав. № 509	1470	нефть

1.1.2 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

1.2.1 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.;

3) завод изготовитель - Запорожский завод металлоконструкций;

4) монтажная организация - СМУ 9 треста №7;

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

6) высота резервуара - 11920 мм;

7) внутренний диаметр резервуара - 22795 мм;

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

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

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

11) геометрический объём - 4866 м³;

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

13) сведения о металле:

- марка стали 1-3 поясов корпуса - Ст3сп;

- марка стали 4-8 поясов корпуса - Ст3кп;

14) отступлений от проекта нет;

15) антикоррозионное покрытие отсутствует;

16) 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;

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

18) 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]

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм	Допускаемая величина выпучин или вмятин
до 1500 включительно	15
свыше 1500 до 3000	30
свыше 3000 до 4500	45

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]

Толщина листов	Номер поясов стенки	Днище	Кровля
	1	2	3	4	5	6	7	8	окрайка	центр.
проектная	10	8	7	6	5	5	4	4	8	2,5	2,5
фактическая	7,9	6,7	6,3	5,1	4,4	4,1	2,9	3,0	6,2	2,3	2,3
допускаемая	7,8	6,8	5,9	4,8	3,8	2,7	2,0	2,0	5,6	1,25	1,25

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

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

3) 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]

№ пояса	1	2	3	4	5	6	7	8
величина отклонения, мм	30	50	70	90	110	120	130	140

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

Таблица 1.8 - Отклонения образующих РВС-5000 [4]

№ образующей	№ пояса
	1	2	3	4	5	6	7	8
	Величина отклонения образующей от вертикали, мм
1	-2	2	15	27	34	40	48	59
2	7	15	30	41	57	67	83	91
3	-3	-12	-3	17	-7	39	60	61
4	-15	-20	-41	-70	-57	-23	-15	-17
5	0	2	0	0	-14	2	5	7
6	-10	-14	-14	-22	-18	-27	-25	-28
7	-7	-8	-14	-12	-14	-13	-10	-10
8	-10	-24	-23	-33	-28	-31	-33	-29
9	-13	-21	-24	-32	-42	-41	-43	-44
10	-2	-1	-10	-8	-14	-16	-7	-9
11	7	-6	-5	-3	-8	-8	-12	-9
12	-5	-1	1	-8	-5	-3	-1	-9

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]

№ образующей	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
величина отклонения от горизонтали, мм	32	45	64	80	104	65	32	0	8	14	25	7

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.

1.2.6 Дефектоскопия сварных швов резервуаров

1.2.6.1 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. Размещение проконтролированных участков, а также тип и размеры выявленных дефектов приведены в приложении Б [4].

В результате контроля обнаружены 54 не допустимых внутренних дефектов в заводских и монтажных сварных швах стенки.

1.2.6.2 Контроль на непроницаемость сварных швов кровли и днища

Контроль на непроницаемость сварных швов производился вакуум-методом при очистке околошовной зоны шириной по 150 мм с обеих сторон от шлака, масла и пыли. При проведении испытания разрежение в вакуум камере составляло не менее 0,665 МПа для сварных соединении толщиной 4 мм и не менее 0,79 МПа для соединений стальных листов большей толщины.

В результате контроля обнаружено 8 сквозных отверстий на днище резервуара и одно сквозное отверстие на кровле, которые показаны соответственно в приложениях В и Г.

Контроль проводился в соответствии с ПБ 03-605-03 вакуум-камерой с вакуумным насосом НВР 1 при давлении вакуума 0,6 - 0,8 МПа.

1.2.7 Состояние основания и отмостки резервуара

При осмотре основания резервуара пустот между днищем и основанием обнаружено не было. Для отвода сточных вод не предусмотрена канава. Необходимый уклон отмостки, соответствующий требованиям НТД, не соблюдается (результаты замеров приведены в таблице 1.10).

Таблица 1.10 - Отклонение уклона отмостки от горизонтали [4]

	Отклонение уклона отмостки от горизонтали в абсолютных единицах, мм
№ образующей	1	3	6	8
отклонение днища	1750	1742	1745	1738
отклонение отмостки	1750	1733	1742	1740
относительное отклонение, %	0	3	3	< 0

При осмотре окрайки резервуара выявлено, что нижняя часть стенки вместе с окрайкой погрузилась в грунт. Высота основания резервуара относительно подошвы составляет 100 мм, что ниже допустимых норм.

1.2.8 Проверочные расчеты конструкций резервуара

Исходные данные [3, 4]: резервуар типа РВС-5000 1-го класса; хранимый нефтепродукт - нефть с плотностью 900 кг/м³; высота взлива нефти 10,77 м; радиус резервуара 11,395 м; резервуар изготовлен из стали типа Ст3; удельный вес стали 0,077 МН/м³; вес покрытия резервуара 0,24 МН; стенка резервуара состоит из 8 поясов; высота резервуара 11,92 м.

1.2.8.1 Расчет стенки резервуара на прочность

Проверочный расчет стенки резервуара на прочность производим по РД 153-112-017-097 с учетом требований СНиП 11-23-90 и ПБ 03-381-00 по формуле:

, (*)

где - напряжение в расчетном поясе резервуара, МПа;

n₁ - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления, n₁=1,0;

- плотность хранимого продукта, кг/м³;

Н - высота взлива продукта, м;

X - расстояние от днища резервуара до расчетного уровня, м;

n₂ - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, n₂=1,2;

Р_И - нормативная величина избыточного давления в пространстве под кровлей резервуара, Р_И=2000 Па;

r - радиус стенки резервуара, м;

- коэффициент условия работы, =0,7 для первого пояса, =0,8 для остальных поясов;

R_У - расчетное сопротивление стали по пределу текучести, для стали типа Ст3 R_У=225,6 МПа;

- коэффициент надежности резервуара по значению, =1,1 для резервуаров 1-го класса, =1,05 для резервуаров 2-го класса и =1,0 для 3-го;

- толщина стенки резервуара в расчетном поясе, мм.

Расчетное напряжение в 1-ом поясе резервуара будет равно:

Допустимое напряжение будет равно:

Сравним расчетное и допустимое напряжения:

, что удовлетворяет условию (*).

Аналогично рассчитываются и напряжения в остальных 7 поясах резервуара. Результаты расчета сведены в таблицу 1.11

В результате расчета видно, что прочность стенки резервуара не обеспечивается в 2-ом поясе.

Таблица 1.11 - Результаты расчета стенки резервуара на прочность

№ пояса резервуара	1	2	3	4	5	6	7	8
фактическая толщина стенки, мм	7,90	6,70	6,30	5,10	4,40	4,10	2,90	3,00
высота пояса, м	1,49	1,49	1,49	1,49	1,49	1,49	1,49	1,49
расчетное напряжение, МПа	128	182	167	173	163	134	131	100
допустимое напряжение, МПа	157,92	180,48	180,48	180,48	180,48	180,48	180,48	180,48

1.2.8.2 Расчет стенки резервуара на устойчивость

Проверка устойчивости резервуара производится по формуле:

,

где и - соответственно расчетные осевые и кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа;

и - соответственно критические осевые и кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПа.

Расчетные осевые напряжения определяем по формуле:

где n₃ - коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, n₃=1,05;

Q_П - вес покрытия резервуара, принимается по проекту, МН;

Q_СТ - вес вышележащих поясов стенки, МН;

Q_СН - нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие, МН;

Q_ВАК - нормативная нагрузка от вакуума на покрытие, МН;

n₅ - коэффициент надежности по снеговой нагрузке, n₅=1,4.

Полное нормативное значение снеговой нагрузки на покрытие определяется по формуле:

,

где q - нормативное значение веса снегового покрытия на 1 м² горизонтальной поверхности земли, МН/м²;

? - коэффициент перехода от веса снегового покрытия на земле к весу на покрытии резервуара, ?=1,0 [9];

k₁ - коэффициент, принимаемый, k₁=0,72.

Вес вышележащих поясов стенки резервуара определяется по формуле:

где а - номер (значение номера) последнего пояса, отсчет поясов начинать снизу;

h_i - высота i-го пояса стенки резервуара, при соединении встык принимаем равной 1,5 м;

?_ст - удельный вес стали, Н/м³.

Осевые критические напряжения определяются по формуле:

?₀₁=С•Е•=0,0712•2,06•10⁵•=10,409 МПа,

где С - коэффициент, значение коэффициента С показаны в таблице 1.12 [11].

Таблица 1.12 - Значение коэффициента С

r/	600	800	1000	1500	2500
С	0,11	0,09	0,08	0,07	0,06

Определим значение коэффициента С для первого пояса резервуара:

по формуле интерполяции определяем значение С:

;

Е - модуль упругости стали, Е=2,06 10⁵ МПа.

Расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара определяются по формуле:

,

где Р_В - нормативное значение ветровой нагрузки на резервуар, МПа;

n_В - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, n_В=0,5 ;

- средняя арифметическая толщина стенки резервуара, мм,

.

Нормативная нагрузка от вакуума на покрытие:

Q_ВАК = ?•r²•P_ВАК = 3,14•11,395²•0,0002=0,0815 МН,

где P_ВАК - нормативное значение вакуума в газовом пространстве P_ВАК = 0,0002МПа.

Нормативное значение ветровой нагрузки определяется по формуле:

Р_В=W_o•K₂•C_o=0,0003•0,67•1,0=0,000201 МПа,

где W_o - нормативное значение ветрового давления, МПа;

K₂ - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте, K₂ = 0,67 [9];

C_o - аэродинамический коэффициент, C_o=1,0 [9].

Критические кольцевые напряжения определяются по формуле:

где Н - высота резервуара, м..

Устойчивость резервуара в 1-ом поясе обеспечена.

Аналогично рассчитываются напряжения в остальных поясах резервуара. Результаты расчета приведены в таблице 1.13.

Устойчивость пояса обеспечена, если коэффициент общей устойчивости меньше 1.

Как видно из таблицы 1.13 устойчивость резервуара не обеспечена в 2?8 поясах.

Таблица 1.13 - Результаты расчета на устойчивость

Номер пояса	Осевые напряжения	Кольцевые напряжения	Коэффициент общей устойчивости
	расчетные, МПа	критические, МПа	расчетные, МПа	критические, МПа
1	1,928	10,409	0,768	0,995	0,957
2	2,153	8,238	0,768	0,995	1,033
3	2,170	7,549	0,768	0,995	1,059
4	2,560	5,595	0,768	0,995	1,229
5	2,846	4,537	0,768	0,995	1,399
6	2,934	4,105	0,768	0,995	1,487
7	4,028	2,512	0,768	0,995	2,375
8	3,773	2,636	0,768	0,995	2,203

1.2.9 Выводы и заключение

Выводы сделанные по результатам полной технической диагностики резервуара представлены в таблице 1.14.

По результатам технического диагностирования, произведенного в соответствии с требованиями РД 08-95-95 и «Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-078-01» установлено:

Резервуар не пригоден к дальнейшей эксплуатации. Наличие многочисленных недопустимых дефектов в металлоконструкциях резервуара, невыполнение условий прочности и устойчивости стенки, а также недопустимость использования «кипящей» стали для изготовления несущих элементов (IV-VIII пояса стенки) определяет нецелесообразность проведения ремонтно-восстановительных работ. Резервуар подлежит исключению из эксплуатации и демонтажу [14].

Таблица 1.14 - Выводы по результатам полной технической диагностики [12,13]

№	Объект контроля	Соответствие требованиям нтд
1	техническая документация на резервуар	Соответствует
2	основание и фундамент резервуара
2.1	основание и фундамент	не соответствует
2.2	плотность опирания днища	соответствует
2.3	наличие пустот под днищем	не соответствует
2.4	наличие растительности на отмостке	не соответствует
2.5	уклон и целостность отмостки	не соответствует
2.6	наличие канавы для отвода сточных вод	не соответствует
3	стенка
3.1	поверхность основного металла	не соответствует
3.2	сварные швы	не соответствует
3.3	отклонения стенки от вертикали	соответствует
3.4	местные деформации	соответствует
3.5	размещение патрубков	не соответствует
3.6	толщина	не соответствует
3.7	антикоррозионное покрытие	не соответствует
3.8	прочность, устойчивость	не соответствует
4	днище
4.1	поверхность основного металла	не соответствует
4.2	сварные швы окраек и уторный шов	не соответствует
4.3	сварные швы центральной части	соответствует
4.4	общие деформации	не соответствует
4.5	отклонение окрайки днища от горизонтали	не соответствует
4.6	толщина	соответствует
5	кровля и ее несущие конструкции
5.1	поверхность основного металла	соответствует
5.2	сварные швы	не соответствует
5.3	общие и местные деформации	соответствует
5.4	толщина настила и несущих конструкций	соответствует
5.5	лакокрасочное покрытие	не соответствует
5.6	антикоррозионное покрытие	не соответствует
6.	патрубки
6.1	поверхность основного металла	соответствует
6.2	сварные швы	не соответствует
6.3	толщина	соответствует

1.3 Реконструкция и техническое перевооружение резервуара РВС-5000

В результате реконструкции и технического перевооружения предусматривается замена существующего вертикального стального резервуара для нефти РВС-5000 емкостью 5000 м³ без понтона на новый резервуар РВСП-5000 с понтоном для обеспечения надежной эксплуатации резервуарного парка в проектном режиме.

Предусматривается демонтаж старых конструкций резервуара, и монтаж новых конструкций резервуара РВСП-5000.

Состав работ включает, [15]:

1) демонтаж конструкций и оборудования резервуара РВС-5000;

2) демонтаж приемо-раздаточного патрубка Ду500 с коренной задвижкой;

3) демонтаж пеногенераторов на резервуаре;

4) демонтаж системы размыва донных отложений;

5) монтаж новых конструкций вертикального цилиндрического стального резервуара для нефти с понтоном РВСП-5000 емкостью 5000 м³;

6) монтаж приемо-раздаточных патрубков с приемо-раздаточным устройством ПРУ-Д с коренными электрозадвижками Ду500;

7) монтаж и подключение устройства размыва донных отложений «Диоген-500»;

8) монтаж люков, патрубков, установка оборудования;

9) монтаж патрубков в первом поясе резервуара для подключения системы подслойного пожаротушения (СППТ) и её монтаж;

10) монтаж комбинированной автоматической системы пожаротушения низкой кратности в верхнем поясе;

11) монтаж патрубков Ду500, огневых преградителей и вентиляционных патрубков в кровле резервуара;

12) монтаж направляющих понтона Ду500;

13) монтаж трубы Ду200 для установки радарного уровнемера УЛМ-11;

14) монтаж кольцевой площадки и площадок на кровле резервуара;

15) электроснабжение оборудования;

16) электрохимическая (протекторная) защита днища и 1 пояса резервуара от коррозии;

17) антикоррозионная защита внутренней поверхности: 1 - 4-го поясов стенки, кровли и днища резервуара;

18) антикоррозионная защита наружных металлоконструкций;

19) защитные мероприятия по предотвращению разлива нефти при аварийном повреждении резервуаров;

20) молниезащита резервуара;

21) благоустройство площадки застройки.

Также предусматривается установка алюминиевого понтона «Альпон» ЗАО «Нефтьмонтаждиагностика» на стойках переменной высоты.

Проектные решения разработаны с учетом производства строительно-монтажных работ без остановки работы НПС.

Резервуар РВС-5000 (наружная зона) относится к :

- категории по взрывопожарной опасности - В-1г по ПУЭ;

- категория по пожарной опасности - Ан по НПБ-107-97;

Резервуар относится к 1 классу опасности по [14]. Внутренний диаметр резервуара 22,8 м, высота - 11,92 м.

В соответствии с [16] строительная площадка имеет следующие характеристики:

- климатический район для строительства: I B;

- нормативная глубина промерзания грунта: 1,8 м;

- расчетная зимняя температура (с обеспеченностью 0,92): - 35 ^оС;

- абсолютная минимальная температура воздуха: - 49 ^оС;

- абсолютная максимальная температура воздуха: +39 ^оС;

- температура воздуха наиболее холодных суток,

обеспеченностью 0,98: - 41 ^оС;

- продолжительность дней со средней суточной

температурой воздуха ниже 0 ^оС: 159 дней;

- количество осадков за ноябрь - март месяцы: 195 мм;

- количество осадков за апрель - октябрь месяцы: 362 мм;

- максимальная скорость ветра по румбам за январь: 5,5 м/с.

В соответствии с [9]:

- нормативная снеговая нагрузка для IV района: 150 кгс/м²;

- нормативный скоростной напор ветра для II района: 30 кгс/м²;

1.3.1 Демонтаж резервуара

Демонтаж старых металлоконструкций резервуара РВС-5000 выполняется с применением энергии взрыва (накладными зарядами) с помощью гидроподъёмника и крана с соблюдением требований техники безопасности и пожарной безопасности.

Резервуар, подлежащий демонтажу с помощью шнуровых кумулятивных зарядов, освобождается от нефти, зачищается и подготавливается к огневым работам согласно «правилам и инструкциям по технической эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений», о чем составляется акт.

Технологические трубопроводы подводящих и отводящих линий демонтируемого резервуара предварительно перед резкой очищаются от остатков нефти, парогазовых смесей нефти с воздухом или заполняются водой.

Соседние действующие резервуары, находящиеся на расстоянии до 30 метров от стенки демонтируемого резервуара, во время проведения взрывных работ опорожняются от нефти.

Перед началом работ по демонтажу резервуара производится резка технологических трубопроводов отводящих и подводящих линий данного резервуара.

Резка трубопроводов осуществляется подрывом шнуровыми кумулятивными зарядами, устанавливаемых по периметру трубы в местах предполагаемых резов.

Демонтаж резервуара осуществляется в следующей последовательности:

последовательный монтаж и подрыв вертикальных плетей шнуровыми кумулятивными зарядами;

монтаж и подрыв нижней горизонтальной плети шнуровыми кумулятивными зарядами по периметру первого пояса резервуара;

монтаж и подрыв верхней горизонтальной плети шнуровыми кумулятивными зарядами по периметру верхнего пояса резервуара.

Для уменьшения расхода взрывчатого вещества и уменьшения воздействия взрыва на окружающие объекты вертикальные резы и нижний горизонтальный рез осуществляется с помощью газовой резки. При этом в местах пересечения вертикальных и нижнего горизонтального резов необходимо оставлять перемычки длиной около одного метра. Верхний горизонтальный рез при разрезании перемычек осуществляется подрывом шнурового кумулятивного заряда.

Размеры зоны, безопасной по действию воздушной волны на человека, устанавливается по формуле:

,

где Q - масса взрываемого заряда взрывчатого вещества, кг.

В нормальных условиях полученное по формуле расстояние следует увеличить в 2 - 3 раза. С учетом величины максимального взрываемого заряда при резке резервуара безопасное расстояние составляет не менее 150 метров.

Монтаж зарядов на резервуаре производится взрывником с помощью рабочих и использования автомобильного гидравлического подъемника АГП 22 и крана КС-4576 [15].

1.3.2 Монтаж резервуара

1.3.2.1 Подготовительные работы

До начала монтажа выполняются следующие работы:

1) производится устройство не менее двух временных въездов на монтажную площадку;

2) подготавливаются площадки вокруг основания резервуаров для работы кранов и других механизмов в соответствии с требованиями по монтажу конструкций резервуаров. Грунтовые площадки в местах работы крана при подъёме листового металла и других конструкций резервуаров уплотняются до состояния, соответствующего требованиям технических характеристик применяемых кранов;

3) обеспечивается отвод поверхностных ливневых вод из зоны монтажной площадки;

4) зона монтажа ограждается и обозначается предупредительными знаками согласно ГОСТ 23407-02;

5) основание резервуара после его строительства, принимается согласно требованиям [14].

Перед началом монтажа уточняется расположение подземных коммуникаций, при необходимости над ними прокладываются дорожные плиты по слою из песчано-гравийной смеси в местах движения транспорта и по осям движения монтажных кранов. Для предотвращения размыва основания резервуара сразу после монтажа конструкций выполняется асфальтобетонная отмостка шириной 1 м по периметру резервуара.

1.3.2.2 Монтаж металлоконструкции резервуара

В процессе реконструкции резервуара РВС-5000 грунтовое основание яруса 2 фундамента под резервуар демонтируется (планируется). На спланированное основание грунтового фундамента яруса 1 выполняется кольцевой монолитный железобетонный фундамент из бетона В12,5 по бетонной подготовке толщиной 100 мм из бетона класса В 7,5. Внутренняя полость кольцевого железобетонного фундамента заполняется песчано-гравийной смесью с послойным уплотнением. Вокруг фундамента выполняется отмостка из сборных железобетонных плит по уплотненному грунтовому основанию. Засыпку грунта и планировочные работы выполняются бульдозером и вручную. Уплотнение насыпаемого грунта производится послойно, толщина слоя 20 см, самоходным пневмокатком и пневмотрамбовками. Транспортировка грунта производится автосамосвалами. При производстве земляных работ руководствуются требованиями СНиП 12-03-2001^*, СНиП 12-04-2002.

При приемке основания резервуара проверяется общее состояние основания, правильность разбивки осей и фундаментов под приемо-раздаточные трубопроводы, шахтную лестницу, наличие репера, разбивочного знака, указывающего центр основания, уплотнение грунтового основания гидроизолирующего слоя, соответствие проектного уклона, а также обеспечение отвода поверхностных вод.

Монтаж днища резервуара начинают после приемки основания резервуара и фундамента под шахтную лестницу и разметки рисок, определяющих проектное положение окрайков днища резервуара по отношению к разбивочным осям и окружности резервуара. Разметка выполняется при помощи теодолита и рулетки. Приобъектный склад резервуарных конструкций располагают на спланированной площадке, где погрузо-разгрузочные работы выполняют самоходные краны. Размещение склада и его размеры, расположение площадок для хранения конструкций с учетом проездов, типы стеллажей, способы погрузки и разгрузки резервуарных конструкций определяются проектом производства работ (ППР), разрабатываемым строительной организацией. На площадке складирования конструкций выполняется также подготовка отдельных элементов конструкций к монтажу.

Электросварочные работы по монтажу металлоконструкции резервуара выполняются ручной электродуговой сваркой с помощью сварочного агрегата типа АДД-305. Погрузо-разгрузочные работы производятся с помощью самоходных кранов марки КС-35715-1 и КС-4576 грузоподъемностью 15 и 20 т соответственно.

Днище резервуара, как и стенка, изготавливается полистовым способом из листов толщиной 9 мм из стали марки Ст3сп5.

Окрайка резервуара также полистового изготовления толщиной 9 мм, материал окрайки - 09Г2С-12.

Стенка резервуара изготавливается из сталей следующих марок:

1 пояс толщиной 10 мм, материал 09Г2С-12; 2 пояс толщиной 8 мм, материал 09Г2С-12; 3 - 6 пояса толщиной 7 мм, материал Ст3сп5.

Крыша резервуара щитовая стационарная коническая [15].

Общий вид резервуара показан на рисунке 1.2

1.3.3 Монтаж технологического и резервуарного оборудования

1.3.3.1 Монтаж приемо-раздаточных патрубков

Производится замена приемо-раздаточного патрубка (ПРП) с коренной задвижкой Ду500 мм с хлопушей на два ПРП с коренными электрозадвижками Ду500 мм с установкой приемо-раздаточного устройства взамен хлопуш.

Конструкция приемо-раздаточного устройства (ПРУ-Д), изображенного на рисунке 1.3, разработана ООО «СЭП» ОАО Дружба «АК «Транснефть» г. Брянск. ПРУ-Д в комплекте с поворотной заслонкой предназначено для закачки и полной откачки нефти в резервуаре. Заборное устройство - всасывающий патрубок ПРУ-Д обеспечивает откачку (забор) нефти с поверхности днища резервуара. ПРУ-Д устанавливается взамен хлопуши, внутри резервуара на ПРП. Поворотная заслонка монтируется на подводящем к резервуару технологическом трубопроводе между ПРП и коренной отсекающей задвижкой.

ПРУ-Д изготавливается для эксплуатации при температуре окружающей среды от минус 30 ^оС до плюс 50 ^оС с нормированным исполнением У, категория 4, согласно требованиям ГОСТ 15150-69.

Для обслуживания задвижек ПРУ-Д предусматривается металлическая площадка с двумя лестничными маршами. Согласно правил техники безопасности при обслуживании задвижек в условиях низких температур настил площадки и ступеней изготавливается из просечно-вытяжной стали.

Кроме ПРП стенка резервуара оснащается следующими патрубками: патрубок подслойного пожаротушения Ду150 мм (2 шт.), патрубок для зачистки Ду150 мм (1 шт.), патрубок для крана сифонного Ду80 мм (1 шт.), патрубок пожарного извещателя Ду50 мм (4 шт.), патрубок для выносной камеры Ду50 мм (2 шт.), люк-лаз в 1 поясе 600х900 мм (2 шт.), люк-лаз в 1 поясе Ду600 мм под «Диоген-500» (1 шт.), люк-лаз во 2 поясе 600х900 мм (1 шт.).

1.3.3.2 Монтаж системы размыва донных отложений «Диоген-500»

Для устройства системы размыва донных отложений «Диоген-500» производится демонтаж существующей системы размыва донных отложений и установка люка

«Диоген-500» устанавливается в первом поясе резервуара на крышке круглого люка-лаза Ду600 мм.

Общий вид устройства «Диоген-500» показан на рисунке 1.4.

Основные характеристики установки [15]:

1) главный привод - электромеханический;

2) автоматический привод поворота - электромеханический;

3) режим работы изделия - не менее 20 часов;

4) номинальная мощность - 15 кВт;

5) максимальный угол поворота вала пропеллера в горизонтальной плоскости - 60^о.

Устройство системы размыва донных отложений «Диоген-500» эксплуатируется в наружных установках во взрывоопасных зонах класса В-1г; взрывоопасных смесей кат. IIA, IIB групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ Р 51330-99. Монтаж, пуск и эксплуатация «Диоген-500» производится в строгом соответствии с требованиями «Устройство для размыва донных отложений в стальных вертикальных резервуарах (РВС 2000, РВС 5000, РВС 10000, РВС и РВСП 20000 и РВСПК 50000)».

1.3.3.3 Монтаж оборудования на кровле резервуара

На кровле резервуара (рисунок 1.5) производится установка патрубков Ду500 мм (7 шт.) для предохранителей огневых ОП-500 (7 шт.) и патрубков вентиляционных ПВ-500 (7 шт.), люк световой Ду500 (3 шт.), люк монтажный Ду1000 мм (1 шт.), монтажных патрубков Ду80 мм (3 шт.) для установки измерителя уровня понтонного магнитного переключателя. Оборудование расположено по окружности радиусом R=9900 мм. В соответствии с техническим решением на резервуарах с понтоном в местах установки уровнемера УЛМ-11 и отбора проб на направляющих стойках понтона на конце газоотводящего устройства устанавливаются огневые предохранители ОП-50 (2 шт.).

Направляющие стойки понтона устанавливаются на опорном листе размером 10х1000х1000 мм. Как отмечено выше, в полости стоек размещаются приборы автоматики и контроля, металлоконструкций для их размещения и крепления.

Для обслуживания монтируемого оборудования на кровле резервуара монтируются: кольцевая площадка по радиусу R=9500 мм, шириной 700 мм и ограждением высотой 1250 мм, площадки обслуживания оборудования размещаемого на монтажных патрубках направляющих стоек понтона.

Для обслуживания люка-лаза Ду600 мм во 2 поясе стенки резервуара сооружается площадка обслуживания со стремянкой.

Для обслуживания камер КНП-10 «Гейзер» монтируются площадки на отметке 10140 мм (2 шт.). Камера уровнемера обслуживается с площадки на расстоянии 1000 мм от днища резервуара.

1.3.4 Контроль качества сварных соединений и испытание резервуара

1.3.4.1 Резервуарные конструкции

Сварка и контроль качества сварных соединений резервуарных конструкций выполняются по указаниям ППР, рабочего проекта, ПБ 03-605-03 и соответствующих нормативно-технических документов.

Руководство сварочными работами и работами по контролю качества сварных соединений возлагается на специалиста, имеющего специальное образование и прошедшего аттестацию на знание ПБ 03-605-03 и «Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» Госгортехнадзора России.

К сварочным работам допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с действующими Правилами аттестации, утвержденными Госгортехнадзором РФ, имеющими соответствующее удостоверение и на основании результатов испытания контрольных сварных образцов, выполненных каждым сварщиком.

1.3.4.2 Контроль качества сварных соединений конструкций резервуара

Предусматриваются следующие виды контроля сварных соединений:

1. Визуальный контроль

Визуальному контролю подлежит 100% длины всех сварных соединений. Целью визуального контроля является выявление видимых дефектов и проверка геометрических размеров шва. Измерение швов производится при помощи универсального шаблона сварщика, мерных линеек и лупы 10-кратного увеличения.

2. Контроль герметичности

Контролю на герметичность подлежат все сварные швы, обеспечивающие герметичность резервуара. Контроль на герметичность производится следующими способами:

- керосином (смачиванием швов керосином и обмазкой противоположной стороны швов суспензией мела или каолина);

- вакуумным способом (созданием разряжения над контролируемым участком с перепадом давления не менее 250 мм вод. ст.);

- контроль давлением сварных швов приварки усиливающих листовых накладок люков и патрубков (путем создания избыточного воздушного давления от 400 до 4000 мм вод. ст. в зазоре между стенкой резервуара и усиливающей накладкой через контрольное отверстие в усиливающей накладке).

3. Физические методы контроля

Радиографический или ультразвуковой контроль стыковых сварных швов в объеме 100% вертикальных и горизонтальных швов по их длине для выявления наличия внутренних дефектов, а для контроля наличия поверхностных дефектов с малым раскрытием применяют магнитографию или цветную дефектоскопию.

Параметры и нормативы контроля должны соответствовать требованиям ППР, рабочего проекта, ПБ 03-605-03 и соответствующих нормативно-технических документов.

1.3.4.3 Технологические трубопроводы

Сварные соединения трубопроводов подвергаются 100% операционному (технологическому) контролю сборки и сварки стыков, целью которого является проверка правильности и необходимой последовательности выполнения технологических операций, сборочных и сварочных работ, а также визуально - измерительному контролю, целью которого является выявление видимых дефектов и проверка геометрических размеров сварных швов.

Сварные стыки нефтепроводов (относящиеся согласно СНИП 2.05.06-00 к I категории) подлежат радиографическому методу контроля в объеме 100% стыков (СНИП III -42-00).

1.3.4.4 Гидравлическое испытание резервуара

Испытание резервуара производится согласно ПБ 03-605-03 гидравлическим способом. Вода для гидравлического испытания подается из водопровода ЛПДС, а после испытания сливается в систему канализации с последующей откачкой на очистные сооружении «БНХ».

До испытания резервуара выполнены врезки и приварка всех патрубков для подключения трубопроводов, оборудования устанавливаемых на стенке резервуара.

Перед испытанием резервуара с понтоном при положении понтона на опорных стойках производятся дополнительно следующие замеры:

а) фактического периметра понтона;

б) отклонение от вертикали направляющих стоек понтона.

Перед проведением гидравлического испытания резервуара составляется акт готовности резервуара к проведению гидроиспытания.

На все время испытания устанавливается и обозначается предупредительными знаками граница опасной зоны с радиусом, от центра резервуара, не менее 46 м.

Испытание резервуара производиться наливом воды на расчетный уровень, который уточняется при привязке понтона. Согласно технологическому паспорту резервуара он составляет 10,7 м, а потребное количество воды при этом составит 4370 м³. Налив воды осуществляется ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.