Е. А. Богданов Основы технической
Диагностирование вертикальных цилиндрических
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| 13.5. Диагностирование вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов
Общие технические требования к конструкции, устройству, изготовлению, монтажу, эксплуатации и испытаниям резервуаров установлены ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»'. В зависимости от вместимости и места расположения резервуары подразделяют на три класса: • класс I - особо опасные резервуары вместимостью 10 00 м3 и более, а также резервуары 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки; • класс II - резервуары повышенной опасности вместимостью от 5000 до 10 000 м3; • класс III - опасные резервуары вместимостью от 100 до 5000 м3. Степень ответственности (опасности) учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации, а также коэффициентом надежности по назначению при выполнении технических расчетов. Диагностика резервуаров осуществляется в соответствии с РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью 100 до 50 000 м2 следующих типов: со стационарной крышей, со стационарной крышей и понтоном, с плавающей крышей. Положение предусматривает порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностических параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих диагностических обследований либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации. На основе и в дополнение к РД 08-95-95 некоторыми организациями разрабатываются свои ведомственные документы. Так, в ОАО «Акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов «Транснефтепродукт» подготовлены согласованные с Госгортехнадзором РФ РД153-112-017-97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров». Система технического диагностирования вертикальных стальных резервуаров включает два уровня проведения работ: частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации один раз в пять лет); полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации (один раз в десять лет). Зачистка и дегазация резервуаров является трудоемким процессом. Технология механизированной зачистки с обеспечением требований охраны труда, экологической и пожарной безопасности приведена в разработанной СКБ «Транснефтеавтоматика» Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов. Проведение полного технического обследования в общем случае предусматривает выполнение следующих работ: ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар, включающее анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара; составление индивидуальной программы обследования; натурное обследование резервуара, включающее визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши); измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши); контроль геометрической формы стенки, нивелирование днища; измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара; проверку состояния основания и отмостки; контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами неразрушающего контроля, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра; определение при необходимости механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования вырезанных образцов); выбор расчетных схем и оценка остаточного ресурса работы металла с учетом скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов, изменения механических свойств металла или сварных соединений, объема и характера циклических нагружений; работы резервуара при отрицательных температурах (ниже 40 °С); разработка прогноза о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения. Целью первого этапа - изучения конструктивных особенностей, технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуара - является определение наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов образования дефектов в материале при эксплуатации и мест их локализации, а также составление (уточнение) программы технического диагностирования. Индивидуальная программа составляется на основе типовой программы и разрабатывается на каждый резервуар или на группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации и работающих в одинаковых условиях. В ней учитываются конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкции и выполненные работы по ремонту и реконструкции. Конструктивные схемы некоторых типов резервуаров приведены на рис. 13.19 [16]. На конструктивной схеме резервуара отмечают элементы (участки) конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению. При этом первоочередное внимание следует уделять: • сварным соединениям в вертикальных монтажных стыках стенки, в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в I -III поясах стенки (считая снизу), сварного шва между стенкой и днищем, сварных швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров; местам стенки у нижнего уторного шва, соединяющего стенку с днищем; местам присоединения трубопроводов, в том числе передающих вибрационные нагрузки; жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|