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;

 

 

Рис.13.19. Конструктивные схемы резервуаров

а – со стационарной крышей и пантоном; б – с плавающей крышей; 1 – верхнее положение пантона; 2 – шахтная лестница; 3 – днище резервуара; 4 –днище пантона; 5 –кольцо пантона; 6 – стенка резервуара; 7 –плавающая крыша в верхнем положении; 8 – верхнее кольцо жесткости (ходовая площадка); 9 – направляющая труба; 10 – катучая лестница; 11 – опорная балка; 12 – плавающая крыша в нижнем положении; 13 - стремянка

• участкам стенки, имеющим местные выпучины или вмятины и отклонения образующих резервуара от вертикали (в пределах или за пределами допусков);

• участкам конструкций, наиболее подверженных коррозии: нижнего пояса и двух верхних поясов стенки, днища, настила и не­сущих элементов крыши, понтонов и плавающих крыш.

Функциональная диагностика резервуаров, включающая кон­троль параметров их назначения и работоспособности, осуществляется обслуживающим персоналом. Контролируются следующие параметры: давление в газовом пространстве; высота, состав и вязкость данного осадка; температура продукта; степень загазованности; наличие и величина электростатических зарядов; наличие и степень пожароопасное™ пирофорных соединений; внешний вид изоляци­онного покрытия; глубина погружения плавающей крыши (понтона) и др. Результаты функциональной (оперативной) диагностики также учитываются и анализируются при проведении первого этапа техни­ческой диагностики.

Перед проведением натурного обследования резервуар опорож­няют дегазируют и очищают внутренние и наружные поверхности, подлежащие контролю. Удаление паров нефтепродуктов из резервуаоа осуществляется путем промывки его водными растворами с помо­щью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой, а также последующей тщательной вентиляцией, ра­боты по натурному обследованию проводятся по наряду-допуску по­сле прохождения инструктажа по технике безопасности и противо­пожарной безопасности.

Практика показывает, что наибольшая частота отказов резервуа-пов происходит из-за появления сквозных трещин в сварных соеди­нениях элементов днища, основания обечайки и уторных швах. Ос­новными причинами появления таких трещин являются:

коррозия днища и основания обечайкикак снаружи, так и внутри обусловленная воздействием подтоварной воды, атмосфер­ными осадками и нарушением гидрофобногослояоснования; неравномерная просадка основания; дефекты сварных соединений из-за некачественной сварки или монтажа (рис. 13.20);

•снижение механических характеристик некоторых марок ста­лей с течением времени (деградация свойств). При визуальном ос­мотре обязательной проверке подлежит: состояние сварных соедине­ний конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проек­та и СНиП 3 03 01-87, состояние основного металла стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозийных

Рис. 13.20. Контроль угловатости монтажных швов

 

повреждении, царапин, задиров трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметал­лических включений, закатов и др. Коррозийные повреждения при этом подлежат разграничению по виду на равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла); местную (при охвате отдельных участков поверхности); язвенную, то­чечную и пятнистую, в виде отдельных точечных и пятнистых язвен­ных поражений, в том числе сквозных;

• общие и местные деформации, вмятины и выпучины на конст­рукциях;

• размещение патрубков на стенке резервуаров по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответст­вии с требованиями проекта;

• состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

• вертикальность направляющих и опорных стоек, степень изно­са трущихся частей затвора;

• состояние сварных соединений и их соответствие нормативно-технической документации, наличие отпотин или трещин в сварных соединениях и основном металле;

• состояние изоляционных покрытий.

На резервуарах, изготовленных по рулонной технологии, особое внимание уделяют вертикальным монтажным швам, где на стыке со­единения двух кромок рулона образуется угловатость, которая увели­чивает концентрацию напряжений в монтажных швах и повышает вероятность образования в них трещин. За показатель угловатости принимают стрелу прогиба в месте попадания внутрь от проектной образующей резервуара (см. рис. 13.20).

При контроле состояния изоляционных покрытий проверяют толщину изоляционного слоя, его адгезию к металлу, отсутствие на­мокания нефтепродуктом. При контроле теплоизолированных резер­вуаров оценивают величину теплопотерь изоляции. Повышенные теплопотери могут быть выявлены с помощью тепловизора или по косвенным признакам, например по увеличению скорости падения температуры нефтепродукта при его хранении в резервуаре. О каче­стве теплоизоляционного покрытия в целом судят по его теплосопротивлению, которое определяется расчетом. Теплосопротивление считается низким, если коэффициент теплопроводности покрытия окажется больше 0,7 Вт/(м³ x К).

Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине зале­гания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

Объем работ по измерениям толщин устанавливают с учетом ре­зультатов визуального контроля. Во всех случаях измерения прово­дят в местах, наиболее пораженных коррозией. Толщина нижних трех поясов измеряется не менее чем по четырем диаметрально про­тивоположным образующим в трех точках по высоте пояса (низ, се­редина, верх). Толщина остальных поясов измеряется не менее чем по одной образующей (вдоль шахтной лестницы) также в трех точках по высоте пояса. Толщина листов днища и настила кровли измеряет­ся по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлени­ям; проводится не менее трех измерений на каждом месте. Результаты измерения толщин используют при вычислении напряжений в металле, а также для определения скорости коррозии.

Для выявления действительной геометрической формы резервуа­ра измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали. Измерения отклонений произво­дятся либо с помощью отвеса путем прямых измерений, либо при помощи теодолита. Для определения мест наибольших деформаций и выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой измерения следует проводить дважды: на заполненном и пустом резервуарах.

Неравномерность осадки основания резервуара определяется пу­тем нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответст­вующих вертикальным швам нижнего пояса). Нивелирование осу­ществляется каждый раз в одних и тех же точках, отмеченных марка­ми во время гидравлического испытания после строительства. Вели­чины осадок определяют, сравнивая результаты нивелирования с постоянной абсолютной отметкой репера (грунтового или заложен­ного в стену здания или сооружения).

Исследование химического состава, механических свойств, структуры основного металла и сварных соединений выполняют в случае необходимости: для установления их соответствия требова­ниям нормативно-технических документов, а также для уточнения влияния эксплуатационных факторов на структуру и свойства ме­талла.

Расчеты конструктивных элементов на прочность (в том числе с учетом сопротивления стали хрупкому разрушению) и устойчивость производят в случаях: отклонения фактических толщин от проект­ных; внесения при сооружении в конструкции изменений, не преду­смотренных проектом; назначения сечений усиливающих элементов конструкций при разработке проектной документации на ремонт ре­зервуара; оценки несущей способности конструкций с учетом дегра­дации свойств металла, отклонения элементов резервуара от задан­ной геометрической формы и др.

Расчет на прочность и устойчивость выполняют в соответствии с ПБ 03-605-03.

Минимальная расчетная толщина стенки t_С в каждом поясе для условий эксплуатации рассчитывается по формуле

где g — ускорение свободного падения в районе строительства; - плотность продукта; Н - высота налива продукта; z - расстояние от дна до нижней кромки пояса; r - радиус срединной поверхно­сти пояса стенки резервуара; R_у - расчетное сопротивление мате­риала; - коэффициент условий работы: = 0,7 для нижнего поя­са, = 0,8 для всех остальных поясов.

Минимальная расчетная толщина стенки в каждом поясе для ус­ловий гидравлических испытаний рассчитывается по формуле

где - плотность используемой при гидроиспытаниях воды; Н_g — высота налива воды при гидроиспытаниях; — коэффициент усло­вий работы (при гидроиспытаниях для всех поясов = 0,9).

Проверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки ре­зервуара проводится по формуле

 

или

где - меридиональное напряжение; - кольцевое напряжение; — коэффициент надежности по назначению, для резервуаров I класса = 1,1, II класса = 1,05, III класса = 1,0.

Расчет стенки резервуара на устойчивость выполняется с помо­щью проверки соотношения

где , - первое (меридиональное) и второе (кольцевое) крити­ческие напряжения.

При невыполнении этого условия для обеспечения устойчивости стенки можно увеличить толщину верхних поясов или установить промежуточные кольца жесткости, или то и другое вместе.

Фактические и критические меридиональные и кольцевые на­пряжения (, , , ) рассчитываются по методике, приведен­ной в ПБ 03-605-03.

Расчеты на прочность и устойчивость при определении остаточ­ного ресурса резервуаров должны выполняться с учетом эксплуата­ционной нагрузки (гидростатическое давление жидкости и избыточ­ное давление газа, аварийный вакуум), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, отклонениями в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также оста­точной толщины стенки.

В газовом пространстве резервуаров со стационарной крышей без понтона при эксплуатации должно поддерживаться давление и вакуум. Избыточное давление в резервуаре создается при его напол­нении, вакуум — при сливе. По величине избыточного давления (ва­куума) судят о работоспособности дыхательной арматуры и герме­тичности крыши резервуара. При проверочном расчете на прочность и устойчивость выясняют способность выдерживать проектную или назначенную по результатам диагностики величину давления (вакуу­ма). Избыточное давление или вакуум для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) принимается равным нулю.

Для резервуаров вместимостью более 10 000 м³, имеющих откло­нения образующих от вертикали, превышающие допускаемые, и де­фекты в зонах монтажных сварных соединений, испытывающих циклические нагружения более 250 полных циклов в год, специали­зированной организацией выполняются поверочные расчеты на ма­лоцикловую усталость для определения расчетного ресурса.

Для резервуаров, эксплуатирующихся при пониженных темпера­турах, необходимо выполнение поверочных расчетов узлов с учетом хрупкого разрушения согласно СНиП 11-23-81 «Нормы проектиро­вания. Стальные конструкции».

При выявлении в результате обследования различных недопус­тимых дефектов производится определение объема и методов вос­становительного ремонта резервуара с последующим контролем качества выполненных работ и испытанием под нагрузкой. Резер­вуары со стационарной и плавающей крышей подвергаются гид­равлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона, эксплуатируемые с установленными на крыше дыха­тельными клапанами, испытываются на внутреннее избыточное давление и вакуум.

Гидравлическое испытание проводят наливом воды на проект­ный уровень залива продукта или до уровня контрольного отверстия, которое предусмотрено для ограничения высоты наполнения резер­вуара. Налив воды осуществляют ступенями по поясам с промежут­ками времени, необходимыми для выполнения контрольных осмот­ров состояния конструкций и сварных швов.

Гидравлическое испытание резервуаров с понтоном или плаваю­щей крышей производят без уплотняющих затворов. По мере подъе­ма и опускания понтона в процессе испытания производят: осмотр внутренней поверхности резервуара; измерение зазоров между бор­тиком или коробом понтона (плавающей крыши) и стенкой резер­вуара, а также между направляющими трубами и патрубками в пон­тоне (плавающей крыше); наблюдение за работой катучей лестницы, водоспуска и других конструкций.

При обнаружении течи из-под края днища или мокрых пятен на поверхности отмостки, появлении свищей, течей или трещин в стен­ке резервуара (независимо от величины дефекта) необходимо пре­кратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Резервуар, залитый водой до верхней отметки, выдерживается под этой нагрузкой в течение обычно следующего времени: резерву­ар объемом до 20 000 м³ не менее 24 ч; резервуар объемом свыше 20 000 м³ - не менее 72 ч. Резервуар считается выдержавшим испы­тание, если в течение указанного времени на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи и если уровень воды не снижается. После окончания гидравлических испытаний, при залитом до проектной отметки водой резервуаре, производят замеры от­клонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента).

На основании результатов обследования определяется техниче­ское состояние резервуара. В основу оценки технического состояния резервуара положены представления о возможных отказах, имеющих следующие причины: наличие в металле и сварных соединениях де­фектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или экс­плуатации, развитие которых может привести к разрушению элемен­тов резервуара; изменения геометрических размеров и формы эле­ментов (в результате пластической деформации, коррозийного износа и т.п.) по отношению к первоначальным формам и размерам, вызывающие превышение действующих в металле напряжений по сравнению с расчетными напряжениями; изменения структуры и ме­ханических свойств металла в процессе длительной эксплуатации, которые могут привести к снижению конструктивной прочности элементов резервуара (усталость при действии переменных и знако­переменных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких на­грузок и т.п.); нарушение герметичности листовых конструкций в результате коррозийных повреждений.

Эксплуатация резервуара не допускается, когда по условиям прочности и устойчивости, согласно ПБ 03-605-03 и СНиП 11-23-81 «Нормы проектирования. Стальные конструкции», при стати­ческих нагружениях отдельные элементы конструкции резервуара вследствие коррозийного износа, механических повреждений, сни­жения механических свойств металла не соответствуют расчетным эксплуатационным параметрам. В этом случае продление срока службы резервуара возможно при установлении пониженных эксплутационных параметров (снижение уровня залива, уменьшение избыточного давления и вакуума) или после проведения комплекс­ных мероприятий по ремонту и усилению металлических конструк­ций резервуара. В случае экономической или технической нецелесо­образности ремонта дается заключение об исключении резервуара из эксплуатации.

Помимо металлоконструкций в процессе технической диагно­стики проводится проверка работоспособности устройств безопасно­сти и технологического оборудования резервуаров: дыхательной и предохранительной аппаратуры; приборов контроля уровня, темпе­ратуры и давления; приборов сигнализации и защиты; устройств для отбора пробы и подтоварной воды; противопожарного оборудования и устройств молниезашиты; приемо-раздаточных патрубков с запор­ной арматурой; устройств подогрева, зачистки и опорожнения; газо­уравнительных систем группы резервуаров со стационарными кры­шами (без понтонов) и другого вспомогательного оборудования. Это оборудование является заменяемым или легко ремонтируемым и ос­таточный ресурс резервуара не ограничивает. Перечень установлен­ных устройств безопасности и технологического оборудования при­водится в паспорте, который составляется на каждый резервуар.

⇐ Предыдущая39404142434445464748Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: