Глава 5 потери нефтепродуктов ii методы их сокращения

Глава 5

ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ II МЕТОДЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ

§ 1. ПСТОЧНПКП ПОТЕРЬ

Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся резервов (например, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочные подсчеты показывают, что годовые потери нефти при перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти уходят главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьем для нефтехимических производств.

Потери легких фракции бензина приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения, а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.

Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах ц прп транспортировке составляют примерно 2,5%. Потери от утечек составляют небольшую часть и могут быть полностью ликвидированы за счет повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных, обязательных организационно-технических и профилактических мер.

Основные источники потерь на нефтебазах — испарения в резервуарах и при слпво-налпвных операциях. Процесс испарения происходит при любой температуре вследствие теплового движения молекул нефтепродукта. С возрастанием температуры, т. е. с ростом интенсивности теплового движения, скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового пространства резервуара парами нефтепродукта прп различных температурах необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхностного слоя нефтепродукта. Степень испаряемости нефтепродуктов определяется давлением насыщенных паров.

Давлением насыщенных паров жидкости у) называют парциальное давление паров над ее поверхностью, прп котором пары находятся в равновесии с жидкостью. Парциальное давление паров равно той части общего давления газовой смесп, которая обусловлена присутствием этого компонента. Кроме того, оно также равно тому давлению газа, которым он обладал бы, занимая один весь объем смесп. Давление насыщенных паров жидкости ру зависит от температуры, и при достижении температуры кипения оно становится равным внешнему давлению. Таким образом, жидкость испаряется тогда, когда парциальное давление ее паров в окружающей атмосфере меньше давления насыщенных паров.

Для данного нефтепродукта ру зависит только от температуры его поверхности Т. Зависимость ру от температуры может быть получена совместным решением следующих уравнений:

Клапейрон а—К л а у з и у с а

11

(5.1)

dp 1


г

dT АТ


уравнения состояния

Р{Уп~ VX) = RT.

(5.2)


Здесь А — термический эквивалент единицы работы = 1/427); Vn, V>K — молекулярные объемы сухого пара и жидкости при давлении насыщенных паров р; г — мольная скрытая теплота испарения в Дж/моль; R — универсальная газовая постоянная, равная R = 8390 (Дж/моль • К).

Подставив значения (Vn — F,K) из (5.2) в (5.1) и разделив переменные, получим

dp г dT

Р AR Т*

р

V

Т


ИЛИ

После интегрирования имеем:

где Т — абсолютная температура, при которой известно давление насыщенных паров; ру — искомое давление насыщенных паров нефтепродукта при абсолютной температуре Т.

Поскольку    -

AR =    8390    ^    20    Дж/(моль    •    К),

то окончательно

(5.3)

Мольная скрытая теплота испарения находится по правилу Трутона

г = 92.103Гк,

где Тк — температура кипения нефтепродукта в К при р = 0,1 МПа. Кривые давлений насыщенных паров некоторых нефтепродуктов представлены да графике (рис. 5.1).

Потери от испарения являются результатом следующих причин:

Потери прп опорожнении и заполнении в у а р о в. т. е. потерп от «больших д ы х а н и й».

Прп выкачке нефтепродуктов нз емкоетп в освобождающийся объем газового пространства всасывается атмосферный воздух. Прп этом концентрация паров в газовом пространстве уменьшается п начинается пспарение нефтепродукта. В момент окончания выкачкп парциальное давление паров в газовом пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. Прп последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется пз емкости. По удельному весу потерп от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь от испарения.

Рис. 5.1. Кривые давлений насыщенных паров.


Таким образом, пз самого определения потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки — выкачкп резервуаров, т. е. от коэффициента оборачиваемости к.

Потери от «малых дыха-н п й» происходят по двум причинам:

1)    от суточного колебания температуры, а следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется п абсолютное давление в газовом пространстве резервуара.

Прп достижении давления, превышающего необходимую величину для подъема клапана, прпподнпмается тарелка клапана п часть паровоздушной смесп выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток газовое пространство п поверхность нефтепродукта охлаждаются, газ сжпмаетея п

происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в газовом пространстве падает, п как только вакуум в резервуаре достигнет величины,, равной расчетной, откроется вакуумный клапан п пз атмосферы в резервуар начнет поступать чпстый воздух (получается как бы «вдох»);

атмосферного резервуара (при условии, что атмосферного больше расчетного давления


2)    от расширения паровоздушной смесп прп понижении давленпя, вследствие чего часть газа выйдет пз разность давлений в резервуаре и клапана).

Потерп от вентпляцпп газового пространства резервуаров происходят прп наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоянии h по вертикали (рпс. 5.2). Вследствие того, что плотность паровоздушной смесп больше плотностп воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, прп котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением

Рhg (Рем — рв). паровоздушной смесп

где рсч — плотность воздуха.

Секундный расход прп газовом сифоне можно вычислить по известной формуле истечения

е и/ л/^ЩЕКг    (5.4)

*    г СМ

где jx — коэффициент расхода прн истечении через отверстие (для практических расчетов jj, = 0,58); / — площадь отверстия.

Если известны концентрация С п плотность рн паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта прп наличии газового сифона определится пз соотношения

G = QC9h.

Газовый сифон в резервуаре возможен и прп герметичной крыше, если дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 5.2. В этом случае

сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар п может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допускаемое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха и паровоздушной смесп.

1

Рис. 5.2. Схема вентиляции газового пространства резервуара


Потерп от насыщения газового пространства резервуара парами нефтепродуктов могут происходить прп начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться еще и парами нефтепродукта. Эти потери могут бытьп в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.

Потери от обратного выхода возможны прп частичной выкачке нефтепродуктов пз емкосгп, когда ее газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачкп происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие пспаренпя некоторого количества нефтепродукта. Еслп емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве прн этом повышается до давления, на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смесп, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной п проветренной емкостп. еслп в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парамп («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, п сразу начинается «дополнительный выдох».

Температурный режим резервуаров

Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теорпп нестационарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.

Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внешнего воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследовании нестационарного теплообмена внутри резервуара.

Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом пространстве резервуара было выполнено II. А. Чарным. Полученная расчетная формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов. Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения площади боковой поверхности FCT к площади крыши резервуара (рис. 5.3, а) FkP! а другая — от долготы дня и шпроты местности (рис. 5.3, б). Чтобы ис--ключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена дл^ наиболее длинного дня — дня летнего солнцестояния (22 июня).

Таким образом, былп получены простые формулы для определения суточного колебания температуры газового пространства резервуара:

Atr = AtBfx — 591 [/2/3 ~т" fife /4 if &    /5)] i    (5.5)

rAe/i~r/8 — функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 5.3.

Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резервуара ДtT, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю температуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха ДtB. Однако минимальная температура газа t™‘n в резервуаре не может быть ниже минимальной температуры воздуха (/Ц”п). Поэтому приближенно можно принять:

(5.6)

те = ^-0,3^-.    (5.10)

Температура верхних слоев нефтепродукта ?^сл может быть принята приблизительно равной средней температуре воздуха ^р. Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба процесса стремятся к сохранению сл«^ const.

Из    экспериментальных    данных амплитуда колебания    температуры верхних слоев    нефтепродукта    в    среднем составляет AtB_ CJ.    я»    (0,2-М),4) Atr. Выше

приведенные рекомендации по определению температурного режима резервуаров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.

ft

0,04В

¦0,02b

0,044

0,023

0,042

¦0,022

0,040

¦0,021

0,03,8

0,020

0,0ЗБ

0,0)a

0,034

¦0,0)8

0,032

-qo/7

0,030

¦0,0)6'

0,028

¦0,015

0,0Z6

¦0,014

0,024

-0,013

Ц022

¦ 0,0)2

0,020

0,01)

0,018

0,010

0,016

¦0,009

|>ис. 5.:i. График»


W ^CT ftxp


¦f?

¦Ц54

Ц52

(1,50

0,48

0,46

0,44

0,42

11,40

0,38

0,35

0,34

0,32

0,30

0,20

0,26

0,24

022

0,20

0,18

0,15


ff

0,855

0,8517

0,845

0,840

0,835

0,830

0,825

¦0,820

0,815

0,810

0,805

0,800

0,795

0,700

0,785

0,780

U,775

0,770

0,765


\

\

\ /w

\

\

_fs_

\

\

/

V

/

\

/

\\

/

\\

/

\\

/

V

у

\

35k

40

*f 45“

50“    55L    50°    55"    f


111! nil


Ч

Si

I


fj

0,82

'<№ f8

0,78

1,00

0,75

-0,95

0,74

-0,90

0,7 Z

0J5

0,70

0,80

ОМ

-0,75

0,65

0,70

ЦБ1/

0,55

0,62

0,60

0,60

-0,55

U,!>8

-0,50

0,45

Широта

местности


Нонтрольныб

пункты


I


функции f 1» У]КШ110Ш1И (Г).Г))

§ 2. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ В РЕЗЕРВУАРАХ

Рассматриваемые основы теории потерь базируются на исследованиях П. В. Валявского п В. И. Чернпкпна, которые с целью получения простых расчетных уравнений для подсчета потерь ввели следующие упрощающие положения:

1)    концентрация паров испаряющегося в резервуаре нефтепродукта во всех точках газового пространства одинакова;

2)    насыщение газового пространства резервуара парами испаряющегося нефтепродукта происходит мгновенно;

3)    паровоздушная смесь в резервуаре строго подчиняется уравнению' состояния газов и закону Дальтона;

4)    предполагается, что резервуары (особенно крыши) абсолютно герме--тнчны.

Положим, что в начальный момент времени в газовом пространстве ре--зервуара (с легкоиспаряющпмся нефтепродуктом) установились следующие параметры: объем Vlt абсолютная температура Тг, давление рг и концентрация паров Сг. По истечении некоторого времени в результате одностороннего процесса все эти параметры изменились и соответственно стали равны V2, Т2, р2 и С.2. Определим вес воздуха G1, находящегося в газовоздушной смесиг заполнившей все газовое пространство резервуара до начала процесса,-

На основании уравнения состояния газов

VlPl(l _C1) = G1i?711,

где R — газовая постоянная воздуха;

Заменяя R универсальной газовой постоянной R, получаем

где Мв — молекулярный вес воздуха.

Тогда

1    -П.

В конце процесса вес воздуха (в газовом пространстве резервуара G2) можно определить аналогично предыдущему уравнению:

C, = F,(l-C„)^-.4^.

- v    Т2    R

Вес воздуха, ушедшего пз резервуара вместе с паровоздушной смесы® за время процесса через дыхательный клапан,

Вместе с воздухом в паровоздушной смесп пз резервуара уйдет некоторое количество паров нефтепродукта.

m

Весовое количество нефтепродукта, ушедшего с паровоздушной смесью, определится из соотношения

G В _ FB рв

Gq    Vq рб ’

где FB, F6 — объемы воздуха и паров нефтепродукта в ушедшей ?из резервуара паровоздушной смеси; рв и рб — плотности воздуха и паров нефтепродукта в паровоздушной смеси.

Объемы газов в смеси по закону Дальтона пропорциональны их объемным концентрациям

V в    i — c

V б    с

Cl + С 2

где С — ——-— средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в смеси. Известно, что

Мв    М б

22,4 ’    22,4    *

Следовательно,

Рв   М3

Рб ~ Мб '

Подставляя найденные значения отношения объемов и молекулярных весов, получаем

GB i-C Мв

G б    С    М б

Откуда


^ Мб С

б_Ж' Т^с

или

(5.11)

1 —С д

Уравнение (5.6) позволяет определить вес теряемых паров нефтепродукта в результате их испарения в резервуаре.

Уравнение потерь (5.11) удобнее всего выразить через допускаемые значения избыточного давления рг и вакуума рй, а также через давление насыщенных паров, соответствующие температурам Тх и Т2. Подставляя значения

С«=^~ и С = — в (5.11), получаем 1pi 2 Рг    Р

^6 = [(Р1-Л.)тг-(Р2-Ру,)^-]-^:-^-,    (5.12)

где рУ1 — давление насыщенных паров при температуре Тг; рУ2 давление насыщенных паров при температуре Т2; ру — среднеарифметическое значение

Ру\

давления насыщенных паров, т. е. ру =---.

Для удобства расчетов давление в газовом пространстве целесообразно выразить через допускаемое давление в дыхательном клапане: рх= р3рк, в;

Рг = Рь + Рк.я> Р =    гДе рк. в-вакуум; рк- д — избыточное давление.

T'l



Ру


(Ра


Pa~~P«.


¦Р У,


R


-Ру


\ V*1

‘ Рк, в Руг) у2 J


где ра — абсолютное атмосферное давление.

При практических расчетах давление насыщенных паров нефтепродуктов при различных температурах может быть найдено пз графиков ру = / (t), представленных на рис. 5.1.

Молекулярный вес бензпновых паров определяется эмпирической зависимостью

М6 = 60 - 0,3к - 0.00Щ. к,    (5.14)

где Мб — молекулярный вес бензпновых паров в кг.’моль; ta. к — температура начала кипения бензпна в СС.

Исследование уравнения (5.12) позволяет получить расчетные формулы в зависимости от характера «дыхания» резервуара и выявить условия, при которых потерп от испарения могут быть ликвидированы частично пли полностью.

Потерп от «малых дыханий»

В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым как бы уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, п увеличивается объем газового пространства резервуара. Но прп практических расчетах можно пренебречь этим колебанием газового пространства п принять Т71 «а Г, V. Тогда уравнение (5.12) для подсчета потерь от «малых дыханий» в наземных резервуарах примет вид

Ру


м6

R


Gl.* = V


(5.15)


P — Pv


РаРк. в — Ру, Ра    Рк, л — Ру,


Т,


Еслп перекрытие подземных резервуаров расположено ниже глубины полного затухания колебания суточных температур, потери от «малых дыханий» будут только от колебаний атмосферного давления

^Ра = Ра,—Ра2.

^ Т. то и pVl «=* рУг «а ру. Тогда из (5.15) получим

Г ,.    ,    , „Гу    Мл

(5.16)


^м-Д гр [-УРа (Рк. в ¦ Рк.д)]

-Г у

R


Уравнение (5.16) показывает, что если рассчитать перекрытие резервуаров на нагрузку дыхательных клапанов, равную максимальному суточному колебанию атмосферного давления, можно полностью ликвидировать потери от «малых дыханий» в подземных резервуарах, заглубленных на z, т. е.

&?.д-=0 прп ±ра = рК'Ъ—рКшЯ.

Величина заглубленпя крыши резервуара z завпспт от географического месторасположения резервуара п теплофпзпческпх свойств грунта.

Из теорпп тепловых волн следует, что где а — коэффициент температуропроводности грунта в м2/ч; 0О — амплитуда суточных колебаний температуры грунта на поверхности земли; 0г — амплитуда суточных колебаний температуры на глубине z.

0

Если принять ~ = 100 (полное затухание 0О с точностью до 1%); а =

= 0,0015 м2/ч, то получим z = 0,5 м.

Представляет большой практический интерес задача о величине допускаемого избыточного давления в резервуаре 2), при котором не будет потерь от «малых дыханий». Для решения этой задачи приравняем нулю уравнение (5.15). Тогда можно записать:

Ра Рк. в Руг РаРк. д Ру„

т1    т2

Но


Следовательно,


(5.18)

(5.19)


Р-2    (Ра . Рк. д)-

т

Pt Руг Т“ СРа    Рк. в ' Руг) 21 j ’

То

Рк. д = а Рк. в PyJ    (Ра    Руг)-


Для ориентировочных расчетов потери от «малых дыханпй» с 1 м3 газового пространства «атмосферных» резервуаров составляют: при изменении температуры газа на 1° С

(5.20)

при изменении атмосферного давления на 1 Па

GS. д =* 0.44 • С, кг/м3 Па.

(5.21)


Потери от «больших дыханий»

Из самого определения «большие дыхания» следует, что величина потерь должна быть пропорциональна объему закачанного в резервуар нефтепродукта.

Для «атмосферных» резервуаров прп.мем рх р2 ^ р. Поскольку «большие дыхания» происходят за короткий промежуток времени, то Тх Т, Т, а следовательно, и Сх С„ С. Тогда уравнение (5.11) примет вид

(5.22)

Здесь VгV, = V6 — объем закачанного в резервуар нефтепродукта,

Таким образом, прн Vg = 1 м3 и рб = 3 кг/м3 получпм формулу для ориентировочных расчетов потерь от «больших дыханпй» прп закачке 1 м3 нефтепродукта для «атмосферных» резервуаров:

^б. д ЗС кг/м3.

(5.23


Если резервуар рассчптан на какое-то избыточное давление, то в начале процесса «большого дыхания» часть паров сожмется и газовое пространство резервуара уменьшится до I7*. Сжатие газов будет происходить до тех пор,

пока давление в газовом пространстве не станет больше р2. Следовательно, потерп от «болыппх дыханий» начнутся с объема газового пространства V\ <

< V1. Тогда пз резервуара уйдет объем паровоздушной смеси, равный F6 _

—    AV. где Fg — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, a AV = Fx

—    V* — часть объема газового пространства резервуара, которая может быть заполнена нефтепродуктом без потерь от «больших дыханий».

Такпм образом, для определенпя V* уравнение (5.13) надо приравнять нулю.

Тогда

V*V Рз~Рк- в~рг* .

'    ¦    1 Ра — Рк. д — Ру2 Ту

Принимая Тх «=; Т.2 = Т и pYl = ру, = pv п заменяя рг — рврк, в п Рг = Ра ~ Рк. в- получаем:

у* __ у Pi Ру .

3    1    Р2 — Ру    .    i    '

AF = Fx-n.

ДГ = Fx М

1 V р> — ру J ’

Рг —Pl


AV = F,

ЛР-2 — Ру

Объем газов, выходящих пз резервуара,

Ут = Ffi — AF

пли

yr-v^v>(jF^r)-    <ь»>

Вес паров нефтепродукта, теряемых из резервуара прп одном «большом дыхании»:

Gt.*=(Yt — bV)pC    при р6=|-.^- и С = ~,

Н    Р

т. е.

<5-25>

Уравнение (5.24) показывает, что с увеличением давления насыщения паров объем газов Fr, выходящих из резервуара при «больших дыханиях», уменьшается, а концентрация паров нефтепродукта С увеличивается. Вероятно, что прп определенном значенпп р* потерп от «больших дыханий» будут дости-

dG6

гать максимума. Значение ?тах найдем из условия jp~ ~ а именно:

— Vi(p^-Pi)'—Р2    = 0.

1 ~    (Pi    —    Ру)    ч-


лишш

Р2

i б у 1    2    Н\)

Отсюда

/-ЙЧ1--&)]•    <5-26)


Ру — Pt

При полном заполнении резервуара можно принять У6 = Vг. Тогда

Р? = Р2( 1-j/l-^).    (5.27)

Подставив значение р* из (5.27) в (5.25), полним уравнение для определения максимальных потерь от «больших дыханпй»:

(5.28)

Л


Избыточное давление в резервуаре, при котором не будет потерь от «больших дыханий», можно получить, приравняв нулю уравнение (5.25):

или

Отсюда

„ _ ^ iPiv6Py

I I • I f)


(5.29)


Потери от насыщения газового пространства «атмосферных» резервуаров

Потери этого вида возможны при наливе нефтепродуктов в чистую, сухую тару (бочки, бидоны, контейнеры и резервуары, не бывшие еще в эксплуатации).

Если в такие емкости объемом V наливать нефтепродукт, то вследствие испарения газовое пространство их будет насыщаться парами. За некоторый промежуток времени объемная концентрация паров поднимется на величину dC, а так как емкость свободно сообщается с атмосферой, то из емкости уйдет паровоздушная смесь объемом dV = VdC. Вместе с паровоздушной смесью уйдут и пары нефтепродукта. Еслп в рассматриваемый момент времени концентрация паров нефтепродукта С. то из емкости уйдет объем паров

dV„ = VCdC.

Из уравнения состояния газов

pdV„ = dGKRT

следует, что


dGH = -^-dV,

ИЛИ

dGH = -^rVCdC. После интегрирования от 0 до С получпм

pV С 2

(5.30)

Или, выражая R через универсальную газовую постоянную R, имеем:

г = zll В. Сг» Т ' д ‘ 2 ’

Ру

р

у Л/б Ру

Тр' R    2

Если в емкости ранее хранился тяжелый нефтепродукт с концентрацией паров Сх. то прп заполненпп ее более легкпм нпзкокипящим нефтепродуктом будут потерп от дополнительного насыщения газового пространства. В этом случае исходное дифференциальное уравнение следует интегрировать от Сг до С о, и формула (5.30) примет вид

Гр Мб (Cj-q) тR 2

(5.32)

Gn =


Потери от «обратного выхода» (G0. в) определяются по формуле (5.12). Полагая pVl = р..х — парциальному давлению паров бензина в момент окончания выкачки и ру, = pv. б — парциальному давлению насыщенных паров бензпна, получпм

(Ра Рк. в — Р'.-х


Ру


- Ру. б


Р а-


Go., = V(


т.


Р—Ру


(5.33)

R


Приравнивая нулю выражение (5.33), стоящее в скобках, найдем, что потери от «обратного выдоха» не будут прп условии, что

~ Ра. Д j iPа    Рк, в Рух)-

Поскольку процесс «обратного выдоха» происходит прп Тх яй Т2. то потери будут отсутствовать, еслп

Рис, 5.4. Определение потерь нефтепродуктов от испарений по изменению физических констант.


Ру. б ' Рк. д Рк. в Рух-

Фактические потери нефтепродуктов от испарения в резервуарах

Фактические потерп нефтепродуктов при хранении в резервуарах могут быть определены одним из двух способов.

Первый способ. Исследование изменений физических свойств нефтепродуктов в процессе длительного хранения.

Для определения потерь необходимо иметь две пробы, взятые до хранения (Л) и после хра-нення (Б).

Пробу нефтепродукта А подвергают дробной разгонке под вакуумом и по данным разгонкп строят кривую давления насыщенных паров в зависимости от процента отгона, В образце Б так же определяют р®, значения которого откладывают на оси ордпнат и проектируют на кривую разгонки образца А и далее на ось абцисс (см. рпс. 5.4). Отрезок х представляет потери нефтепродукта (в %) при хранении.

Второй способ. Непосредственное измерение объема выходящих из резервуара паров. Этот способ, наиболее приемлемый при кратковременном хранении (за одно «малое» или за одно «большое дыхание»), заключается

в следующем. После проверки полной герметичности крышн к газовому пространству резервуара подключаются счетчпк и газоанализатор. По объему выходящей из резервуара паровоздушной смесп н концентрации паров нефтепродукта определяют количество теряемого нефтепродукта.

Методика подсчета потерь нефтепродуктов от «малых» и «больших» дыханий

Пример 5.1. Определить потери бензина в июне от одного «малого дыхания» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре объемом 4600 м3 (D — 22,8 м, R = 11,4 м, высота конуса крыши h ~ 0,47 м), установленного в Москве и заполненного наполовину (Нг = 0.5 R). Температура начала кипения бензина fH.K = 46° С. Среднее атмосферное давление ра = ДО3 Па.

Решение. 1. Определяем температуру в газовом пространстве резервуара.

Согласно данным климатологического справочника среднемесячная температура воздуха в нюне в Москве tB = 17.8: С. а среднемесячный минимум tB = = 12,3° С.

Среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха ¦^- = <1 P-Cin;    Л?в = 2 (17,8 — 12,3) = ГГ С.

Отношение Fci:JFKp пРи половинном заполнении резервуара

= 0,016; /5 = 0,855; /в = 0,0145; /7 = 0,46; /8 = 0,77.

Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара определяется по формуле (5.5):

Д*г = 11,0 • 0,819 + 591 [0,036 • 0,72 - 0,46 • 0,0145 - 0,016 (0,77 - 0,855)] = 27,8° С.

Минимальная температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.6)

^,n = CIn=12.3=C.

Максимальная температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле (5.7)

fmax = tmin __ ^ = 12>3 _ 27.8 = 40,1° С.

2.    Определяем температуру верхних слоев нефтепродуктов по формулам (5.9) и (5.10):

^    -    0.3    4^    =    17.8    -    0,3    =    13,7= С;

Ссапх=^р-0,3 ^ = 17.8-0,3^-21,93С.

3.    Определяем объемную концентрацию бензиновых паров в газовом пространстве резервуара (Cl и С2).

Пользуясь графиком на рпс. 5.1 (четвертая снизу кривая), находим давление насыщенных паров ру прп п рУ1 0,027 МПа и рУг = 0,04 МПа. Тогда

г* Ру\ 0,027 г, пг-    п    Ру' 0,04 п ,

с'=-к=—=0-2'    11 с^!Г=^г^04-

Средняя объемная концентрация

С = Cl7C^- = °'2-Ь~°'4 = 0.335.

4.    Определяем молекулярный вес бензпновых паров по формуле (5.14): Мб = 60 - 0,3fH. к - 0.001 • tl .к = 60 - 0.3 • 46 - 0.001 ¦ 462 = 75,9 кг/моль.

5. Потерю бензина за одно «малое дыхание» определяем по формуле (5.11):

pt    т- ri-Q 1-Сг-] С Мб

Ь-м. д \ Pа |_ Ti    Г ; J 1 - С ¦ д ’

т. е.

Шл -    1    1    ^    U.-i    ~I 0-33о    /о>9 (1пл

Gi д — 4


’    '    10    Ы-ШГ    ~    273=WJ МШ ’ 8390 = 690 ЬГ

Пример 5.2. По условиям примера 5.1 определить потери от одного «большого дыхания». Давление насыщенных паров бензина прп его средней температуре    Т\р 17,8" С на рпс. 5.1 составит ру = 0,035 МПа. Средняя

объемная концентрация бензпновых паров в газовом пространстве резервуара

С =~=—= 0,35. Средняя температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.8):

/max /min    \f _ w    970_<<

?cp = j_r-— = tcp _    =    17    8    _    -ьЬ-—И- = 26,2.

i 2 2 '2

Потери бензина за одно «большое дыхание», прп коэффициенте использования емкости 0.95 согласно (5.22) составит:

G6. Д = 071 - У2)    =    4600    .    0,95 -273^;б Г 0.35 §§- = 4700 кг.

§ 3. МЕТОДЫ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Выбор определенных методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведется по технико-экономическим расчетам, основой которых является величина годовых потерь для каждого пз сравниваемых вариантов. Величина потерь от испарения нефтепродуктов прп каждом выбранном варианте оборудования резервуарного парка п прпемо-раздаточных устройств меняется с изменением метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер. Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового, суммирования. Для этого все дни года разбиваются на группы, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями чем меньше различие между днямп, входящими в каждую данную группу, тем выше точность расчета. Для каждой пз выделенных групп рассчитывают

суточные потери от испарения нефтепродуктов ДG, затем подсчитывают количество дней иг, входящих в каждую группу, н определяют величину потерь за год:

i=tl

^год — ZmAG.    (5.34)

?=1

Этот метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднепшую систему мероприятий по борьбе с потерями.

Для предварительных ориентировочных технико-экономических расчетов значение годовых потерь от «больших» и «малых дыханий» можно определять по следующим эмпирическим формулам:

1) G6'a^430Vpykfp,    (5.35)

где С?6.д — годовые потери от «больших дыханий» в т/год; V — годовой объем реализации нефтепродукта в м3/год; ру — давление насыщенных паров при среднегодовой температуре воздуха в Па; р — плотность нефтепродукта в т/м3; kf — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров п (к* — 1 при п = 1 -j— 40; kf = 0,8 при п = 40 -^-60: kf = 0,5 при п = 60 — 100);

2) ^,.д^1,37ру?^нА:0р.105,    (5.36)

где GM. д — годовые потери от «малых дыханий» в т/год; D — диаметр резервуара в м; кя — коэффициент, учитывающий высоту газового пространства резервуара,

К = 0,175 (0,328Я г - 5)057 - 0,1;

кй — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для алюминиевой краски к0 = 1; для белой краски к0 = 0,75; для неокрашенной поверхности к0 = 1,25).

Формула (5.36) получена при среднесуточном колебании температуры в течение года Д?в = 9° С. При других значениях AtB потерп пропорциональны действительным суточным колебаниям температуры воздуха.

Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп.

Первая группа — сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь (5.11) следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при Vx = V2 = 0 в резервуаре практически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потерп до 90%. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей п понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов.

Вторая группа — хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, равным вычисленному по формуле (5.18), то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыхании» и частично от «больших дыханий» (описание конструкций и расчеты таких резервуаров изложены в третьей главе). Величина избыточного давления может быть и больше значения, определяемого по формуле

(5.18). В этом случае потерп от «больших дыханий» значительно сократятся. Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. На рпс. 5.5 представлен график суммарной стоимости хранения автобензпна для резервуаров различной конструкции объемом 5000 м207. Кривые зависимости построены для различных коэффициентов оборачиваемости и позволяют сделать следующие выводы:

1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает. достигая максимального значения в северной климатической зоне;

Рис. 5.5. Суммарная стоимость хранения автобензина в резервуарах различной конструкция объемом 5000 м3 (для средней климатической зоны).

V

г


1 — для типового резервуара: 2 — для резервуара повышенного давления; з — для резервуара с понтоном п щитовой кровлей.

а


т

i *

1

I

ОДМПа

о 1

/

m

7 /

?

at

VMfla

'

7

Г , !

т. .. 1 !..

О S 1В 24 32 40 48 56 64    72    80 88 96

коэффициент годовой оборачиваемости резервуара

Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров перетекают в освобождающиеся, и потери от «больших дыханий» не происходит. Поскольку вполне сихронный прием и отпуск нефтепродуктов осуществить

Рис. 5.6. Газоуравнительная система.

7 — резервуар; 2 — дыхательный клапан; з — газгольдер; 4 — регулятор давления; 5 — сборный газопровод; 6 — конденсатоеборник; 7 — насос для откачки конденсата; 8 — кон-

денсатопр овод.

трудно, в систему включают газгольдеры, в которые поступает избыток газов из системы, когда поступление нефтепродуктов превышает откачку и, наоборот, газгольдеры могут дать в систему паровоздушную смесь, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродуктов. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения погрузочно-разгрузочных операций. Дыхательные клапаны системы надо устанавливать с условием, что избыточное и вакуумное давления будут несколько ниже значений, на которые рассчитан резервуар. Этим обеспечивается заполнение газгольдера паровоздушной смесью до того, как произойдет их выход из резервуара в атмосферу через дыхательную арматуру резервуара, и опорожнение газгольдера до входа атмосферного воздуха в резервуар.

Рис. 5.7. Установка дисков-отражателей на резервуаре.

1    •—• дыхательный клапан»

2    — огневой предохранитель; 3 ¦— монтажный патрубок; 4 — диск-отражатель.


При наполнении резервуара сразу после освобождения установкой дисков-отражателей (рис. 5.7) под дыхательным клапаном внутри резервуара можно сократить потери до 25%. Эффект установки дисков-отражателей основан на уменьшении влияния вынужденной конвекции при освобождении резервуара на испарение с поверхности нефтепродукта, так как с помощью отражателя изменяется направление входящего в резервуар воздуха с вертикального на горизонтальное. Диски-отражатели с дыхательными клапанами целесообразно располагать ближе к центру крыши, чтобы уменьшить скорость горизонтальной веерной струи поступающего воздуха у стенки резервуара. При высокой скорости струя у стенки резервуара начнет двигаться вдоль стенки, вызывая интенсивное перемешивание паровоздушной смеси.

Эффективность работы дисков-отражателей зависит от их диаметра D и высоты установки h. Наилучшие результаты работы дисков-отражателей получены

прп h. равным двум диаметрам монтажного патрубка d, п диаметре диска D >=< (3 -f- 3,5) d.

Пятая группа — организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров — одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие органпзацпонные мероприятия.

1.    Для уменьшения потерь от «малых дыханпй» в «атмосферных» резервуарах необходимо легкопспаряюпшеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По топ же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкопспаряющпхся нефтепродуктов в одном резервуаре.

2.    Для сокращения потерь от «больших дыханпй» необходимо максимально сократить внутрпбазовые перекачкп пз резервуара в резервуар.

3.    Чем .меньше промежуток времени между выкачкой п закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что прп выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парамп нефтепродукта. Следовательно. прп закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же. наоборот, целесообразнее производить днем.

4.    Известно, что потерп от «малых дыханпй» прямо пропорциональны площади пспаренпя. Но так как с увеличением объема резервуара отношение площади поперечного сечения к объему падает для типовых «атмосферных» резервуаров, то отсюда следует, что легкопспаряющпеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема.

5.    Важное значение пмеет техническое состояние резервуаров п дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потерп от вентпляцпп газового пространства.

6.    Правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.

^ лавлпванпе нефтепродуктов из промышленных стоков

В процессе эксплуатации нефтебаз вместе с промышленными стоками в канализационную сеть частично попадают п нефтепродукты. Нефтесодержащие стоки в основном образуются в результате розливов на эстакадах, в разливочных, прп дренировании воды пз резервуаров п т. д. Очистка промышленных стоков кроме сохранения нефтепродуктов пмеет очень важное санитарное значение — предохранение водоемов от загрязнения.

Нефть может находиться в сточных водах в эмульгированном, коллоидном и растворенно.м состояниях. Тяжелые фракции нефти (смолы, битумы) могут осесть на дно. Нефть, плавающая на поверхности воды, составляет обычно основную массу загрязнений, образующихся из попавших в воду крупных частиц нефтп, быстро всплывающих на поверхность. Содержание плавающей нефтп в стоках составляет от нескольких миллиграммов до сотен граммов на 1 л воды п зависит от организации технологического процесса, состояния оборудования, трубопроводов п т. д. Удаление с поверхности воды этой нефти не представляет затруднений и легко осуществляется в обычных нефтеловушках.

Эмульгированная нефть находится в воде в виде взвешенных шаровых частиц размером от десятых долей до сотен микрон. Эмульгированная нефть может образоваться при сильном механическом перемешивании с водой в насосах, трубопроводах и т. д. Эмульгированию нефти способствует наличие в воде щелочей и поверхностно-активных веществ, уменьшающих поверхностное натяжение на границе нефть — вода. Количество эмульгированной нефти в воде колеблется обычно от десятков до сотен миллиграммов на 1 л.

В отличие от плавающей удаление эмульгированной нефти из воды представляет гораздо большие трудности, так как она может длительное вре.мя находиться в воде, не укрупняясь и не всплывая. Устойчивость эмульгированных частичек объясняется несколькими причинами. Одна пз главных прпчпн — пх малый размер. Прп крупных размерах частиц гравитационные силы привалп-руют над силами, удерживающими частицы во взвешенном состоянии, в результате чего частицы быстро всплывают на поверхность воды. С уменьшением размера частиц гравитационные силы быстро убывают п основную роль начинают играть силы, стремящиеся удержать частицы в эмульгированном состоянии, К таким силам, в частностп, относятся силы броуновского движения, связанные с тепловым движением частпц, и электростатические силы (отталкивания), вызываемые наличием у частпц нефтп отрицательных электрических зарядов.

Наличие электрического заряда приводит к образованию вокруг частиц эмульсии двойного электрического слоя пз понов, образующихся при диссоциации электролитов, почти всегда присутствующих в сточных водах. На поверхности частицы адсорбируются положительные ноны, а вокруг них располагаются ионы противоположного знака. Прп двпженип частицы в жидкости на границе между ней и жидкостью возникает так называемый электрокпнети-ческий потенциал, величина которого в значительной мере характеризует стойкость эмульсии. Наличие двойных электрических слоев понов вокруг эмульгированных частиц препятствует пх коалесценцпи (слиянию) при сталкивании, а следовательно, и образованию более крупных частиц, способных быстрее всплывать.

Особенно стойкие эмульсии образуются прп налпчпп в сточных водах по-верхностно-актпвных веществ (ПАВ) — эмульгаторов, действие которых обусловлено особым строением молекул, состоящих пз гидрофобной и гидрофильной частей. Гидрофобная часть молекулы эмульгатора хорошо смачивается нефтью, а гидрофильная — водой. Поэтому молекулы эмульгатора, накапливаясь на поверхности раздела нефть — вода, ориентируются таким образом, что гидрофобные части пх направлены в сторону нефтн, а гпдрофпльные — в сторону воды. В результате частпцы нефтн оказываются окруженными адсорбционным слоем молекул эмульгатора, хорошо смачиваелшх водой, что препятствует коалесценцип отдельных частпц и повышает стойкость эмульспи. Поверхностное натяженпе на гранппе нефтн с гидрофобными частями молекул эмульгатора оказывается менынпм. чем на границе нефтп с водой.

Уменьшение поверхностного натяжения способствует образованию в воде более мелких частиц нефтн н тем самым дополнительно стабилизирует эмульсию. Роль эмульгаторов могут играть также присутствующие в сточной воде мельчайшие минеральные частицы (глина, ил и другие), прплппающие к поверхностп капелек нефтн и образующие на нпх своего рода «броню», предохраняющую капельки от непосредственного соприкосновения. Более крупные минеральные частицы могут покрываться пленкой нефтп п вместе с нею вплывать на поверхность или осаждаться на дно, образуя пропитанный нефтью осадок.

Коллоидная нефть содержится в сточных водах в количествах, не превышающих 20 мг/л. Размер коллоидной частицы нефти составляет обычно 0,01 — 0,1 мк. Растворимость нефти в воде очень мала (около 0,5 мг/л), поэтому содержание ее в сточных водах практически можно принять равным нулю.

Процесс разделения нефти и сточной воды при отстаивании происходит неравномерно во времени. Основная масса всплывает в течение первых 30 — 40 .мин. Затем происходит постепенное замедление процесса разделения и концентрация нефтп в воде меняется мало. Абсолютная величина остаточного содержания нефтп, определяющая эффективность отстаивания, различна для сточных вод разного происхождения и зависит от количества содержащихся в ней наиболее тонкоэмульгированных частиц. В нефтеловушках при их нормальной эксплуатации задерживаются частицы величиной более 100 мк. По данным исследований количество задерживаемой в нефтеловушке нефтп не превышает 95%, а ее остаточное содержание в воде составляет 100—300 мг/л.

Такая степень очистки сточных вод не удовлетворяет требованиям санитарной охраны водоемов и позволяет использовать нефтеловушки лишь в качестве предварительной ступени очистных сооружений. Более высокий эффект достигается в прудах-отстойниках (земляные амбары), где происходит вторичное (после нефтеловушки) и более длительное отстаивание в статических условиях. Однако устройство таких отстойников требует больших земельных площадей.

Большая площадь отстойника, с одной стороны, увеличивает производительность отстоя, а с другой стороны, затрудняет откачку накапливающейся нефти и очистку от осадков. Опыт эксплуатации прудов-отстойников на нефтеперерабатывающих заводах показывает, что содержание нефти в воде может быть доведено до 50 мг/л.

Процесс отстаивания может быть интенсифицирован коагуляцией. Вводимый в воду коагулянт нейтрализует отрицательные заряды эмульгированных капелек нефтп. способствуя тем самым их слипанию, а образованные ими хлопья сорбируют на своей развитой поверхности мелкие частицы загрязнений, облегчая их отделение от воды. В качестве коагулянтов могут быть использованы известь, глинозем, сернокислое и хлорное железо.

Наилучшие результаты были достигнуты при добавлении извести в количествах 150 — 200 мг/л. В этом случае остаточное содержание нефти падало до

15 мг/л.

Однако необходимость применения больших доз коагулянта, повседневный химический контроль, сложность эксплуатации очистных сооружений, образование большого количества трудноудаляемого осадка, содержащего большое количество нефти, являются существенными недостатками, ограничивающими широкое применение способа коагуляции.

Расчет нефтеловушки

В основу расчета положена формула Стокса для определения скорости всплытия w шарообразных частиц в жидкой среде:

(Рв Рн)    /С 0^74

W = gl^'Tf~’    (5>37)

где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр всплывающих частиц нефти; v — кинематическая вязкость воды; рв и рн — плотности воды и нефти.

Для практических расчетов вязкость воды постоянна и равна одному сан-тистоксу. Из формулы (5.37) следует, что скорость всплывания нефтяных частичек в воде в основном зависит от их диаметра и в меньшей степени от отношения плотностей. Это положение хорошо проиллюстрировано кривыми на рпс. 5.8.

Для расчета размеров нефтеловушки примем, что отстой происходит в наиболее благоприятных статических условиях. Суточный объем стоков V устанавливается в соответствии с продолжительностью отстоя т, который принимается около 2 ч.


Производительность отстоя Q = F/t.

Примем, что объем камеры отстоя нефтеловушки равен V. Тогда

V —Fh,

где F — площадь сечения камеры; h — высота камеры.

А-А



s

« i • •- . в


Рис. 5.9. Нефтеловушка с параллельными перегородками.


J — лебедка; 2 — переточная труба гидравлического затвора; ¦3 и о — нефтеотводящая п вентпляцпонная трубы; 4 — колпак; 6 — решетчатый настил; 7 — предохранительная решетка; 8 — дескоуловитель; 9 — шланг для удаления осадков; 10 — перегородка; 11 — осадок; 12 — трос; '13 — закрытый колодец для нефтп.


IV, пм / С

рис. 5.8. Кривые скоростей всплывания частиц нефти в воде.

Согласно условию за время т частицы нефти, обладающие расчетной скоростью w, должны всплыть, т. е. пройти путь, равный h. Следовательно, = дет, а V = Ftw.

Подставляя значения Т\ получаем формулу Q = wF. которая показывает, что количество осветленной воды (или производительность отстоя) завпспт только от скорости осаждения и свободной поверхности жпдкостп.

Такое положение существенным образом влияет на конструкцию нефтеловушек, которые имеют сильно развитую площадь свободного сечения п сравнительно небольшую высоту.

Современные нефтеловушки, как правило, имеют не менее двух камер отстоя и оборудованы шиберными затворами, позволяющими изменять высоту в камере отстоя в зависимости от суточного количества поступающих стоков. С помощью шиберного затвора отстоявшаяся нефть поступает в сборник и оттуда насосами откачивается в специальную емкость.

Изучение работы существующих конструкций нефтеловушек показало, что их эффективность может быть повышена за счет применения параллельных, наклонных перегородок. Известно, что в обычных нефтеловушках частицы нефтепродуктов всплывают на поверхность воды п образуют плавающую пленку.

Последующие опыты показали, что частицы нефтепродукта могут образовывать сплошные пленки на нижних поверхностях горизонтальных или наклонных пластин, погруженных в очищаемую воду. Прп разделении камер нефтеловушек параллельными перегородками на несколько продольных каналов увеличивается сепарирующая способность их, так как значительно сокращается путь прохождения частицы нефтепродукта до образования сплошной пленки. Так, при разделении камеры по высоте на десять каналов максимальный путь нефтяной частицы до образования сплошной пленки сокращается в десять' раз. Это позволяет сократить длину камеры без снижения производительности отстоя. Наличие перегородок приводит к резкому снижению трубулизации потока и позволяет более равномерно распределять стоки по всему сечению нефтеловушки. Наилучшие результаты получены при угле наклона перегородок 45°. При этом нефть, отделенная от воды, поднимается по перегородкам на поверхность, а осадок скапливается на дне. В нефтеловушке описанной конструкции (рис. 5.9) улучшение степени очпсткп стоков, кроме ранее указанных факторов, будет зависеть еще от отношения расстояния между перегородками к полной глубине камеры и от длины перегородок.

Для сокращения потерь от испарения всплывающей пленки в нефтеловушке применен специальный колпак. Пространство под колпаком заполнено жидкостью, так как уровень сливной перегородки выше верха колпака. Колпак сверху имеет гидравлический затвор из чистой воды. Нефтепродукт (нефть), собирающийся под колпаком, под давлением воды поступает в сборный колодец через переливную трубу, расположенную сверху колпака. Ловушка закрытой конструкции позволяет резко сократить загазованность воздуха.

Как указывалось ранее, осветленная после отстоя вода не может быть выпущена в открытые водоемы из-за сверхнормативного содержания нефти. Поэтому воду после нефтеловушки следует дополнительно очистить.

Флотационная очистка стоков

Одним из эффективных способов вторичной очистки стоков до установленной санитарной нормы можно рекомендовать флотационный метод очистки. Этот метод основан на способности частпц нефти прплипать к пузырькам воздуха, которым искусственно насыщается вода. Прплппшие пузырьки воздуха резко увеличивают скорость всплытия, что позволяет удалять из воды более мелкие частицы и тем самым снижать содержание нефтп в воде до 10—20 мг/л.

Всплывающие с пузырьками воздуха на поверхность воды частицы нефти и других загрязнений образуют трехфазную пену (вода, воздух и нефть). Самопроизвольное разрушение пены обычно происходит в течение 5—10 мин. Этот процесс можно ускорить прогреванием пены пли опрыскиванием ее водой. Различают несколько видов флотации, отличающихся способом введения воздушных пузырьков в очищаемую воду.

Наиболее широкое распространение получила напорная флотация, при которой очищаемая вода предварительно насыщается воздухом под избыточным давлением, а затем выпускается в резервуар, где происходит флотация. При снижении давления в резервуаре из воды выделяются пузырьки растворенного воздуха, осуществляющие флотацию частиц нефти.

Типовая схема установки напорной флотации представлена на рис. 5.10. Очищаемая вода из нефтеловушек перекачивается в напорный бак, в котором поддерживается давление 0,2—0,4 МПа. Одновременно во всасывающую трубу насоса вводится атмосферный воздух, подсасываемый эжектором. Перемешанный с водой воздух попадает в напорный бак. Из напорного бака насыщенная воздухом вода выпускается в открытый флотатор, представляющий собой прямоугольный или круглый резервуар, оборудованный устройствами для распределения и сбора воды и удаления пены. Во флотаторе из воды выделяются

Рис. 5.10. Схема флотационной очистки нефтяных стоков.

1 — сборник нефтесодершащих стоков; 2 — насос; з — напорный бак; 4 — эжектор;

5 — флотатор.

пузырьки воздуха и происходит непосредственно процесс флотации. Образующаяся на поверхности воды пена удаляется скребковым транспортером в специальный отсек, из которого перекачивается в специальный резервуар. Очищенная вода отводится из нижней части флотатора.

Пена


7    8    Рис. 5.11,    Водоотдели-

' у    тель    флотатора.

Wr" -    1 — подвод    воды; 2

¦ ..TJ—флотационная камера; Ъ Очищенная з — отстойная камера; 1 . fioda    4 — желоб    для пены;

I__5 — вращающийся

водораспределитель;

6 — скребок; 7 — кольцевая перегородка; 8 — сборный лоток.

Эффективность флотации зависит от конструкции флотатора, особенно от системы распределения стока. Наилучшие показатели имеют флотаторы с вращающимся водораспределителем (рис. 5.11) типа Сегнерова колеса.

Конструкция водораспределителя представляет собой вращающуюся пяту, к которой приварены патрубки с шестью фланцами для присоединения водораспределительных труб. Для равномерного распределения воды по площади на каждой водораспределительной трубе под углом 45—60° приварено несколько выходных патрубков. При выходе воды из патрубков возникает реактивная сила, под действием которой водораспределитель начинает вращаться, и вода равномерно распределяется во флотаторе.

Основные размеры флотаторов могут быть определены на основании опыта эксплуатации по эмпирическим зависимостям:

о Яф-о.б)/^,

где ?>ф — диаметр флотационной камеры в м; D — пропускная способность в м3/г, vBX — скорость волы на входе в камеру в мм/с;

2)    #ф = 0,001увхт,

где Нф — высота флотационной камеры в м; т — продолжительность пребывания воды в камере в с (прп <2 = 1000 м3/ч п гвх = 10 мм/с т'л* 180 с);

3)    D^OAVD,

где D 0 — диаметр отстойной камеры в м;

4)    глубина переходной зоны Нг «*1.2 м:

5)    глубина отстойной камеры Н0 ^ 0,8 м;

6)    диаметр подводящей трубы вращающейся пяты п труб водораспределителя определяется (dn), исходя из скорости движения воды, равной 2 —- 2,5 м/с;

7)    диаметр сопел dz и число сопел на распределительных трубах устанавливаются пз условия, прп котором скорость на выходе из них не должна превышать 0,81.0 м/с.

Нефтесборный отсек следует располагать на 2 см выше уровня воды во флотаторе.

Расчетные размеры флотаторов для расходов 100—1000 м3/ч приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Размеры флотаторов

Показатели

Расход, м3

100

200

400

600

800

1000

Диаметр флотационной камеры Dф. м ...

1.9

2,7

3,8

4,6

5,4

6,0

Высота флотационной камеры Яф, м

1.8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

Глубина переходной зоны Нп. м

1,2

1,2

1,2

1,5

1,5

1,5

» отстойной » Н0. м . .

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

Диаметр отстойной зоны D0, а......

4

5,6

8,0

9,8

11,2

12,6

» подводящей трубы и вращающейся

0,45

пяты <?п, м................

0,15

0,2

0,25

0,35

0,4

Количество труб водораспределителя, шт.

6

6

6

6

6

6

Количество сопел на каждой трубе водорас

пределителя. шт.......’......

6

6

7

8

10

12

Диаметр сопел dz, м...........

0.038

0,05

0,08

0,08

0,08

0,08

§ 4. ЗАМЕР П УЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным.

При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах.

По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера.

Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Калибровка резервуаров

Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей:

1)    с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный (замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой емкости;

2)    при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объемный расходомер с известной шкалой погрешности;

3)    путем непосредственного обмера резервуаров.

Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие), то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D.

Тогда общий объем резервуара

г=л    ;=л

1    1

где п — число поясов; Vt — объем одного пояса.

Высоту h каждого пояса резервуара и толщину 6 листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса

где S2 — измеренный периметр окружности второго пояса.

В резервуарах телескопической сборки: Dx = D?; D2 = D* — 26,; D3 = = DI - 2 (62 + б3) и т. д.

Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим расположением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см высоты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого пояса.

В резервуарах со ступенчатым расположением поясов внутренние диаметры всех нечетных поясов равны и соответствуют величине D*, т. е. Вг = = D3 = Db = D7 = Z)f, а внутренние диаметры четных поясов вычисляются так: D% = Dx — 262; D4 = Dx — 2б4; De = Dx — 266 и т. д.

Емкость резервуара со ступенчатым расположением поясов обычно^рас-считывают по среднему внутреннему диаметру:

i=n

n = -2__:

пол п *

где п — число поясов в корпусе резервуара.

Полный объем резервуара в этом случае

тт  •'^пол тт

4    ’

где Н — полная высота цилиндрической части резервуара.

Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.

Рис. 5.12. Расчетная схема калибровки горизонтального цилиндрического резервуара.


Методика составления калибровочных таблиц для горизонтальных цилиндрических резервуаров отличается от вышеизложенных и основана на вычнслешш коэффициентов площадей. Сущность этого метода может быть показана на конкретном примере. Выделим в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с плоскими днищами элементарную полоску высотой dy п шириной (рис. 5.12), имеющую площадь df = 2xdy.

Из прямоугольного треугольника ABCимеем:

х = V2Ry — г/2.

Тогда

df = 2 У~Шу у% dy,

а площадь полного сегмента

у

1 = 2 J У 2Ryу2 dy = 2 [i?s arccos - 2 (R - у)    .

о

Разделив обе части уравнения на F = яR2, получим

Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади перпендикулярного сечения резервуара.

Значения К, соответствующие относительной высоте y/R, вычисляются через каждые сантиметр измерения у, и по этим данным определяют соответствующие площади сегментов /с = KF. Тогда объемы сегментов, соответствующие вычисленным площадям, будут: VCl —¦ fc,L; FC2= fc,L; УСз = fCa L и т. д. Отсюда

•г-л    \=п

i    i

где L — длина горизонтального резервуара.

/

F = F — 2F

г Ц ^ ’’ С . Д*

где F4 — объем цилиндрической части резервуара; Гс. д — объем сферического днища

Fc д = g- rcz (3R- г2);

z — стрелка купола.

Объемы сферических частей днищ определяются по известным таблицам, в которых даны значения коэффициента К' в зависимости от степени заполнения hJD. Коэффициент К' показывает отношение объема части сферического днища Fc. д при различных значениях уровня h к полному объему днища Т7Д:

Ус.Д1 = УлК\-, Услд, = VaK’2- Fc. д, = УАК'3 и т. д.

Полученные значения Fc. д прибавляются к соответствующим объемам сегмента при одинаковых /г/2). Тогда полный объем сегмента с учетом части объема сферического днища составит:

v'a -f2Fc. Д1;    V',^VC,-2VC.„    и    т.    д.

Здесь F?; V? — объемы сегмента цилиндрической части.

Полный объем горизонтального цилиндрического резервуара со сферическими днищами

г-гс

v = 2vir

1

При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность осп резервуара. Приведенные выше методы калибровки резервуаров имеют некоторые существенные недостатки, так как форма резервуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно изменяется в процессе эксплуатации.

1.    Корпус резервуара может деформироваться и отклоняться от правильной геометрической формы (волнообразование по образующим перекос и овальность корпуса, неравномерные осадки основания, вмятины, гофры и др.). Основные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные (комплекс операции сборки, технология сварки, прочность и устойчивость фундамента) и эксплуатационные (гидростатическое давление продукта, вакуум в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия).

2.    В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара tD постоянно изменяется, а калибровку резервуара обычно производят прп определенной температуре tK. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания объема AF, которое может быть учтено изменением диаметра на AD. \

AD = ^-(Z)-AZ?)^-F0=,F0r2^-i-(4f):]) где F0 — объем резервуара прп температуре tK

AV^2V0^.

илп

et = ~=2a (tp — tK).

Отрицательное значение АТ’; показывает, что объем резервуара уменьшился, положительное значение — что объем резервуара увеличился.

Для практических расчетов t принимаются равными температуре нефтепродукта,

В калибровочных таблицах необходимо отмечать tK и прилагать к ним таблицу поправок et, вычисленных для температуры через 1° С.

3. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары расширяются. При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических резервуаров может быть подсчитано следующим методом.

Элементарный малый объем резервуара

AV = Fdh

где F — площадь поперечного сечения резервуара; h — высота столба нефтепродукта над рассматриваемым сечением.

Прп изменении диаметра на ЛD под действием гидростатического давления hog согласно (4.28) объем увеличится на

d(AV) = 2^F dh.

По закону Гука

ADa hDpg 26 Е ’

AD


Подставляя значение ADW. получаем

d(AV) = ^-F hdh.

После интегрирования этого уравнения для резервуаров с 6 = const имеем:

Заменив Fh = FH (объем нефтепродукта в резервуаре), получим

Для резервуара с переменной толщиной стенок интегрирование исходного уравнения необходимо производить в пределах высоты, где 6 = const, т. е, по поясам

д

1

где hu и ht — глубина погружения нижнего и верхнего обреза i-того пояса под уровень нефтепродукта; 6* — толщина стенки t-того пояса.

, Если резервуар работает под давлением ра, то h2i и ht следует увеличить на величину pjpg.

Обычно к калибровочным таблицам резервуаров прилагают таблицу поправок ДVvB= f(n), вычисленную по плотности воды рв.

Поправка на нефтепродукты с плотностью рн

ДУ? = ДУ|!-^.

Рв

Если резервуар обмеряли пустым, то величину ДУ? прибавляют к объему, найденному по замерной таблице. Если резервуар обмеряли заполненным, то из объема вычитают величину, равную (ДУ®)тах — Л У?.

4.    Вследствие сжимаемости нефтепродукта под действием гидростатического давления р = hpg его объем в резервуаре уменьшится на ЛУС. Прн увеличении давления на dp = pg dh это уменьшение объема составит:

d (ДУС) = У0р dp = ^ h$pg dh,

где Р — коэффициент объемного сжатия нефтепродукта.

После интегрирования от 0 до h, получим

дус = у0рМ

или относительное сжатие нефтепродукта

р - AFc а hPS

с~ V0 -Р 2 *

Поправку ес особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резервуаров, работающих под большим избыточным давлением.

5.    При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы, занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и другими устройствами.

Приборы количественного учета нефтепродуктов

1. Для измерения уровня нефтепродуктов в емкостях применяются приборы различных типов.

Наиболее старый п простой способ измерения уровня в резервуарах большой емкости — применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжелый лот.

В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других емкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метроштоков — тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мы, длиной 3— 3,5 м складной и телескопической конструкции. Наиболее совершенными являются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и показания передавать на различные расстояния.

2. Для определения средней плотности и проверки установленных стандартом качественных показателей нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь среднюю пробу.

Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПСР для вертикальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в равных пропорциях по всей высоте.

Интегральные пробоотборники позволяют отобрать действительную среднюю пробу хранящегося в резервуаре нефтепродукта.

Порядок отбора проб из емкостей, трубопроводов, мелкой тары установлен действующим ГОСТ 2517—60.

Рнс. 5.13. Характеристика объемного счетчика 1 — кривая погрешностей; 2 — кривая Q —Н счетчика, характеризующая потерю напора Н в счетчике.


Наиболее совершенный способ объемного учета — определение объема принимаемого или отпускаемого нефтепродукта при помощи счетчиков. Применение счетчиков позволяет повысить точность учета от ±0,01 до ±2%, полностью герметизировать операции учета, облегчает труд операторов, дает возможность выносить далеко от емкости место установки и вести учет при мелкой реализации непосредственно в разливочных, автоэстакадах.

По принципу действия и по конструкции счетчики делятся на: 1) весовые — с качающимися сосудами; 2) объемные — дисковые, планетарные, поршневые, барабанные, ротационные и шестеренчатые; 3) скоростные — с винтовой вертушкой, крыльчатые (турбинные) ротаметры, дроссельные.

По виду работы счетчики в большинстве случаев являются малыми гидравлическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта.

Каждый счетчик состоит из двух частей: гидравлической (замеряющей) и счетного механизма, регистрирующего количество протекающего нефтепродукта.

Заводом-изготовителем каждый счетчик-расходомер снабжается характеристикой QН и кривой погрешности Q — а, показывающей величину погрешности в зависимости от расхода.

Как видно из рис. 5ЛЗ, в области малых расходов счетчик имеет большую отрицательную погрешность вследствие больших утечек, не регистрируемых счетным механизмом. С увеличением расхода погрешность уменьшается и становится положительной, проходит максимум и затем снижается до определенной постоянной величины. Эксплуатировать счетчики следует при расходах, имеющих а = const. Поэтому в тех случаях, когда счетчик работает при резко изменяющихся расходах, уменьшающихся до значений, при которых счетчик работает за пределами чувствительности счетного механизма, к основному счетчику присоединяют более чувствительный (малый). Счетчики такого типа называются комбинированными.

На основании кривых а = / {Q) и Н = f (Q) определяют следующие показатели, характеризующие каждый счетчик.

1)    характерный расход Qx, при котором потеря напора в счетчике равна 10 м. Работа при QK не допускается вследствие быстрого износа движущихся частей;

2)    максимальный расход Qmax, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

3)    верхний предел измерения QB как наибольший кратковременный расход, допускаемый в течение одного часа. Для скоростных счетчиков

4)    нормальный эксплуатационный расход Q, т. е. средний часовой расход, который должен проходить через счетчик в течение суток (обычно Q принимают в пределах 10—20% от Qx);

5)    нижний предел измерения — наименьший расход, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

6)    порог чувствительности — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение и дает показания с любой погрешностью, как бы велика она ни была. Порог чувствительности характеризует механические сопротивления счетчика;

7)    кривые Q — Я, позволяющие определить размер счетчика по заданному расходу, расход при установленной потере напора и потерю напора для выбранного счетчика при установленном расходе.

При работе счетчика на воде в заводских характеристиках кривые е = = / (Q) иЯ = / (Q) снимаются. При работе счетчика на нефтепродуктах с вязкостью, отличной от вязкости воды, соответствующие потери напора и расход Ян и QB находят по формулам Ян = Нвкг и QH = Q5k^.

Значения коэффициентов кг и к2 принимаются по графикам, выпускаемым заводом для каждого счетчика. Счетчик считается тем более совершенным, чем больше Qx, QB и Q и чем ниже ес, QH и (>min (где (?min — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение).

\


§ i. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Многие нефтепродукты прп охлаждении теряют текучесть, а некоторые даже переходят в твердое состояние. Значительное возрастание вязкости нефтепродуктов при охлажденпп объясняется содержанием высокомолекулярных тяжелых углеводородов.

Затвердевание парафпнпстых нефтепродуктов происходит в результате кристаллизации парафпна.

Подогрев существенно изменяет физико-техническую характеристику нефтепродуктов. В результате подогрева нефтепродукт расширяется, уменьшаются силы внутреннего трения и увеличивается подвижность его.

При подогреве парафпнпстых нефтей и нефтепродуктов расплавляется парафин; сетка, образованная кристалликами парафпна, разрушается, и продукт становится подвижным. Восстановление текучести нефтей и нефтепродуктов является необходимым условием для производства операции налива, слива и перекачки.

Однако значение подогрева не ограничивается этим — он необходим при выполнении следующих операций: деэмульсацпп нефтей; освобождении нефтей и нефтепродуктов от механических примесей; подготовке нефтетоплива к сжиганию под котламп, в печах и в двпгателях внутреннего сгорания; смешении нефтепродуктов; регенерации отработанных масел; зачистке емкостей от отложений п др.

В подогревательных устройствах могут быть применены следующие теплоносители.

Водяной пар — наиболее распространенный, доступный вид теплоносителя. Он обладает сравнительно болыппм теплосодержанием и высоким коэффициентом теплоотдачи.

Подогрев паром наиболее прост; кроме того, пар легко транспортируется к объекту и не пожароопасен. Подогрев паром происходит примерно при постоянной температуре, поэтому регулирование процесса чрезвычайно простое.

Для повышения эффективности потребления тепловой энергии пар должен использоваться по следующему циклу: пз котла он поступает в паровые насосы, где производит механическую работу; выхлопной пар используется в теплообменных устройствах, откуда конденсат после очпсткн от нефтепродуктов подается обратно в паровой котел.

Следующим по степени распространенности теплоносителем является электрическая энергия.

Однако использование электрической энергии для подогрева ограниченно вследствие пожарной опасности, возникающей при оголении электрогрелки, находящейся под напряжением. Температура проволоки при этом может оказаться выше температуры самовоспламенения нефтепродукта. Помимо этого высокая температура проволоки может вызвать частичное коксование нефтепродукта. По этим соображениям электрический подогрев сравнительно широко применяется лишь при подогреве масел в емкостях.

Электроподогревательные устройства компактны и удобны в эксплуатации.

Применение горячих газов весьма ограниченно вследствие малой

I теплоемкости и высокой температуры. Практическое применение нашли выхлопные газы двигателей для подогрева автоцистерн.

В процессе теплообмена различают:    теплоотдачу — теплообмен

между твердой стенкой и обтекающей ее жидкостью, газом; теплопередачу — теплообмен между средами, разделенными некоторой твердой перегородкой; лучистый теплообмен, происходящий вследствие теплового излучения нагретой поверхности.

Практические расчеты по теплообмену производятся по уравнению Ньютона, которое имеет вид: для случая теплоотдачи

q = aFx (txtCT):    (6.1)

для случая теплопередачи

q = kFx (?хt2),    (6.1а)

где q — количество тепла (в Дж), воспринимаемого или отдаваемого поверхностью F (в м3) за время т (в ч); 1Ж и tcr — температуры жидкости и стенки в °С; tx и t2 — средние температуры греющей и обогреваемой сред в °С; а — коэффициент теплоотдачи в Вт/(м2-°С); к—коэффициент теплопередачи в Вт/(м2-°С).

Величины, обратные а и к, называются термическим сопротивлением а разность температур t-i-^-t2 — температурным напором.

Способы подогрева нефтепродуктов

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах

В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.

Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.

На рис. 6.1, а представлена схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы.

На рис. 6.1, б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому же способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты (рис. 6.2) рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0,3 —1,5 кВт при длине 3—60 м.

На рис. 6.1, в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укладывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом.

На рис. 6.1, г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном при перекачке вязко-пластических нефтепродуктов. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбираются с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.

ТеплопроВод

а

Теплоноситель

б

6

Теплопродод

г

Рио. 6.1. Схемы путевого подогрева нефтепроводов.

2

/


Ч


6

___

5

j


Рис. 6.2. Внешний электрообогрев гибкими лентами.

1 — штепсельный разъем; 2 — термитизирующее покрытие; 3 — термостойкая ткань; 4 — токонесущие провода; 5 — нагревательные провода; 6 — концевая

заглушка.

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах

Переносные паровые змеев и к ж. На рже. 6.3 изображена типовая конструкция переносного парового подогревателя площадью нагрева

11,8 м2. Этот подогреватель состопт из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м2.

Малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4—0,5 МПа.

Стационарные паровые подогреватели применяются двух типов:

1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Поверхность нагрева подогревателя в цистернах емкостью 34—50 м3, вес около 1100 кг. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен наружной паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;

Рис. 6.4. Электрические подогреватели. а — круглый;! б — раскладывающийся.

Рис. 6.3. Переносной змее-виковый паровой подогреватель.




2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.

Переносные электрические подогреватели (рис. 6.4, а, б) имеют каркас пз стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцевых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.

В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Раскладывающиеся электрические подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает пх от круглых электрических подогревателех!.

Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы. Тупик, на котором производится подогрев, отъединяют от общих путей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлетворять правилам безопасности электрических сооружений.

Злектроиндукционный нагрев. Сущность этого метода подогрева заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индукцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.

Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания их.

Перед сливом нефтепродукта из цистерны 5 (рис. 6.5) на ее сливном патрубке 7 укрепляют паровую рубашку 8. К сливному патрубку цистерны посредством механизма 6 присоединяют шланг 9 от теплообменника 10. Затем в паровую рубашку сливного патрубка и в теплообменник пускают пар, после чего открывают сливной клапан. Нефтепродукт из цистерны по шлангу поступает в теплообменник, откуда нагретый до 40—50° С он забирается насосом 11 с приводом от электродвигателя 12 и по стояку со шлангом 2 через устройство 1 с раскладывающимися трубами-соплами подается внутрь цистерны. Горячий нефтепродукт выходит из сопел с давлением 1,0—1,2 МПа и интенсивно перемешивается с холодным нефтепродуктом. Положение стояка со шлангом регулируется краном-укосиной 3 с лебедкой 4.

Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках

Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков на высоте 100—150 мм от обшивки. Для подвода к змеевикам пара п отвода пз них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком

прокладывают две магистрали (рпс, 6.6) — паровую 2 и конденсатную 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распределительной 3 п сборной 6). к которым присоединены змеевики подогревателя 5. Входные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы. На паровой и конденсатных линиях установлены разобщительные клапаны 10.

Свежий пар поступает в систему из котла через редукционный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение контрольной цистерны — предотвращение попадания нефтп в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран Г. который открывают прп впуске пара в змеевик. Система подогрева работает в период нахождения танкера в пути.

Подогрев нефтепродуктов при хранении

Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов — змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки пли в виде отдельных секций (рис. 6.7). Теплоноситель, проходя по системе труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепродуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты — это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.

Секционные подогреватели комплектуются из отдельных стандартных элементов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых

Рис. 6.7. Секционный паровой подогреватель в резервуаре. 1

вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединяются при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизированы, основные размеры их приведены в табл. 6.1.

'Местные подогреватели.

Таблица 6.1 Размеры подогревательных элементов

Подогре

ватель

ный

элемент

Длина между осями коллекторов, м

Поверхность

нагрева,

м2

ПЭ-1

2,0

1,70

ПЭ-2

2,5

2,06

ПЭ-3

3,0

2,42

ПЭ-4

4,0

3,14

ПЭ-5

5,0

3,86

ПЭ-6

6,0

4,58


При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс подогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемораздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать. Предварительный подогрев осуществляется общими подогревателями, а эксплуатационный подогрев — местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных труб резервуара. На рис. 6.8 представлены различные конструкции местных подогревателей.

Шахтный подогреватель (рпс. 6.8, а) состоит из кожуха, защищенного тепловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг которой расположен змеевиковый подогреватель. Нефтепродукт, откачиваемый из резервуара, проходит через окна внизу кожуха и затем через подогреватель, в котором он нагревается до необходимой температуры.

Наиболее мощные местные подогреватели — секционные коробчатой конструкции (рис. 6.8, б), которые состоят пз трех параллельных ветвей, располо-


Рпс. 6.S. Местные подогреватели. а — шахтный; б — секционный.

женных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице,

Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев.

§ 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ «ГОРЯЧПХ» ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

Основная цель теплового расчета — определение количества тепла Q. необходимого для осуществления заданного гидравлического и теплового режимов перекачки.

Для любой системы трубопроводов, в которых происходит тепловое взаимодействие, может быть записано уравнение теплового баланса

V; - '    ¦    Q = Gc (tKtH)kF (tcp 10),    (6.2)

Где G — весовой расход нефтепродукта в трубопроводе в кг’ч: с — удельная теплоемкость в Дж/(кг-:С), tH и tK температуры в начале и в конце нефтепровода в °С; к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду в Дж/(м2'Ч-'С); F боковая поверхность трубопроводов в м2; tCv — средняя температура нефтепродукта в трубопроводе в °С; t0 — температура окружающей среды в СС.

Обычно для тепловых расчетов величинами G. с. F. tu и ta задаются, а потому решение уравнения (6.2) сводится к определению к п tK.

Определение полного коэффициента теплопередачи

Трудность тепловых расчетов по уравнению (6.2) обусловлена сложными теплофизическпми явлениями, происходящими при теплообмене. Введением коэффициентов к и а удается решить эти уравнения с учетом конкретных условий рассматриваемой задачи теплообмена. Общая зависимость между к ж а установлена уравнением

.. 4=XTW7XTX-    М

«1    Т    ^2    «3

где — внутренний коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к стенке; а2 — внешний коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающую среду; а.з — коэффициент теплоотдачи от стенкн радиацией; б; — толщина стенки, изоляции пт. д.; h — коэффициент теплопроводности стенки, изоляции и т. д.

Определение коэффициентов теплоотдачи «горячих» трубопроводов нефтебаз

Определение внутреннего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Установлено, что гх1 наряду со многими факторами зависит еще и от режима движения нефтепродуктов в трубопроводе.

Процесс теплопередачи при ламинарном режиме может быть точно исследован в том случае, если картина течения сравнительно проста, а свойства нефтепродуктов неизменны, т. е. если распределение скоростей по сечению трубы и температуры вдоль нефтепровода подчиняется простому закону. На основе этих допущений были получены некоторые теоретические формулы для вычисления ах, но все они выведены в результате приближенных решений уравнений теплопроводности и движения. Эти решения в значительной мере дают расхождения с практическими данными, поэтому чаще всего для инженерных расчетов пользуются эмпирическим зависимостями. Наиболее удовлетворительные результаты дает эмпирическая зависимость

Хи = 0,74Ре°'2(Сг-Рг)<м    (6.4)

где Xu =    --критерий Нуссельта. т. е. безразмерный коэффициент тепло-

отдачи, характеризующий связь между интенсивностью теплоотдачи и температурным полем в пограничном слое потока; Ян — коэффициент теплопроводности

нефтепродукта: dx — внутренний диаметр трубопровода: Ре =    --кри-

Лн

терпй теплового подобия (Пекле), являющийся мерой отношения молекулярного и конвективного переноса тепла в потоке; w — скорость движения в нефтепроводе; с — удельная теплоемкость; р — плотность нефтепродукта; Сг = ^2~~ критерий Грасгофа, характеризующий взаимодействие сил вязкости и подъемных сил; At — средняя разность температур между нефтепродуктом и стенкой трубы; (3 — коэффициент объемного расширения нефтепродукта; v — кинематическая вязкость нефтепродукта; Рг = v<lgp — критерий Прандля, характери-

Ан

зующий подобие температурных и скоростных полей в потоке.

Все перечисленные критерии вычисляются при средней температуре пристенного пограничного слоя.

При турбулентном режиме движения потока в трубопроводе наиболее хорошо согласуется с практикой формула

NuH=-0,021Reo.8pro,43^^Ly’26.    ¦    (6>5)

Индекс «н» показывает, что все параметры вычислены при температуре нефти. Формула (6.5) рекомендуется при значениях ReH ^ 104. При 2-103sS =S! ReH =s; 104 имеется переходной режим, при котором происходит резкое увеличение теплоотдачи и значение а± следует определять приближенно интерполяцией.

Определение внешнего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Более простое решение задачи о теплоотдаче трубопровода, заглубленного в грунт, может быть получено, если считать грунт изотропной средой бесконечной протяженности по всем направлениям. В этом случае температура в каждой точке грунта зависит только от расстояния до трубы и не зависит от направления. Температурное поле, таким образом, будет радиальным. Достаточно распространенной, хорошо подтвержденной экспериментально, является формула

- (6.6)

ССо 1    •

2fep I 1Г

. У \ d2


2h0


do In

где а2 — внешний коэффициент теплоотдачи трубопровода; ХгР — коэффициент теплопроводности грунта; d2 наружный диаметр трубопровода; h0 — глубина заложения трубопровода (до оси) в грунт.

При значениях (2h0Jd0) > 2, что имеется в большинстве трубопроводов, с точностью до 1%

2^-гр

(6.7)


т , 4k

d*la т

Cln

Формулы (6.5) и (6.6) дают надежные результаты при сравнительно больших заглублениях трубопроводов. При малых заглублениях (2hjd0) << 2 необходимо учитывать тепловое сопротивление на границе грунт — воздух

Для практических расчетов эта величина может быть заменена сопротивлением фиктивного слоя грунта, расположенного над основным массивом, толщиной б = Ягр0. Тогда формула (6.6) примет вид

2 Я

1П4Я _Ч_ d2 ' а0Н

где а0 — коэффициент теплоотдачи от грунта в воздух. При наличии снегового покрова Н — h0 -г hCH. Откуда


7    _ 'УГР | О    У

^сн — ~Z Г ^сн \    >


где бсн и %сн — толщина и коэффициент теплопроводности снегового покрова.

Для подземного трубопровода с концентрической тепловой изоляцией величиной 1/а1 можно пренебречь. Исходя из радиального теплового поля внутри изоляции

(6.9)


^2 I ^Тр


а0 =


где биз и Яиз — толщина и коэффициент теплопроводности изоляции.

Для нетеплоизолированных трубопроводов, уложенных в грунтах небольшой влажности, при турбулентном режиме перекачки можно принять а2 к.

При определении а2 следует иметь в виду, что основное значение имеет не столько структура расчетной формулы, сколько правильный выбор Ягр. Для ориентировочных расчетов можно принять: для сухого песка а2 = 10~3 кВт/(м2 X °С), для влажной глины а2 = 1,25 -10_3 кВт/(м2-°С), для мокрого песка


= 3 • 10"3 кВтДм2- °С).


вынужденной и свободной конвекции. Если трубопровод подвержен действию ветра, то •а'2 может быть найден по формуле

Nu = cRe?,    (6.10)

в которой индекс «в» при Re означает, что параметры Nu и Re вычисляются по средней температуре воздуха, а значения величин с л п, зависящие от Re, приведены в табл. 6.2.

Формула (6.6) получена на основании экспериментальных данных по наземным «горячим» трубопроводам диаметром до 160 мм при скоростях воздуха от 2 до 30 м/с. Внешний коэффициент теплоотдачи трубопроводов, расположенных в помещениях или каналах и защищенных, таким образом, от ветра, вычисляется по формулам свободной конвекции:


Определение внешнего коэффициента теплоотдачи наземных трубопроводов

При прокладке трубопроводов по поверхности грунта внешний коэффициент а2 теплоотдачи в окружающий воздух определяется по уравнениям


а2 —• A

где А — коэффициент, зависящий от диаметра трубы d2. Так,


d2, мм

50

i 00

200

>200

А

1,94

1,80

1,73

1,73


гр


2^ИЗ^Гр


-2би


4^о


]’


' “f- '‘-из


d2 -]- 2биз


Таблица 6.2

Значения величин сиге в формуле (6.10)

Кев

С

п

5—80

0,810

0,40

80—5000

0,625

0,46

5000—50 000

0,197

0,60

>50 000

0,023

0,80


Формула (6.10) не учитывает теплоотдачу радиацией, а потому применима при небольшой разности температур (tCT — tB), т. е. примерно до '15° С. При значительных перепадах температур необходимо учитывать дополнительную теплоотдачу радиацией

/ ?«. + 273 у \ 100 /

-273


¦BcrCs ---    у ,    (б.и)

Гст-

где а3 — коэффициент, зачитывающий теплоотдачу радиацией; ест — степень черноты поверхности стенки (ест = 1 прп черной поверхности; ест = 0,8 -f--f- 0,95 при красной, зеленой и серой поверхности; есг = 0,7 при алюминиевой поверхности); Cs — постоянная Планка, равная Cs = 5,76 Вт/(м24).

Вычисления а2 по формулам (6.10) и (6.11) ведут методом последовательного приближения. Для ориентировочных расчетов можно принять: для наземных трубопроводов /с^10-10"3 кВт/(м2-°С); для подводных трубопроводов А:    12-10“3 кВт/(м2-°С).

Падение температуты нефтепродуктов при движении по трубопроводам

Для удобства вывода уравнений расчета конечной температуры в «горячем» трубопроводе рассмотрим раздельно основные способы теплообмена между нефтепродуктом и окружающей средой. Примем, что во всех случаях рассматри- . ваются стационарный тепловой и гидравлический режимы.

Теплообмен между предварительно нагретым нефтепродуктом и окружающей трубопровод средой

При перекачке вязких и застывающих нефтепродуктов их предварительно подогревают для снижения вязкости, а следовательно, и для уменьшения гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Особенно большой эффект дает снижение вязкости при ламинарном режиме, так как гидравлические сопротивления при этом изменяются пропорционально первой степени вязкости, а в турбулентных потоках — пропорционально вязкости в степени 0.25. Охлаждение движущегося по трубопроводу нефтепродукта прп ламинарном режиме происходит менее интенсивно. Поэтому температуру подогрева нефтепродукта перед перекачкой (tH) желательно выбирать таким образом, чтобы получить ламинарный режим.

Вязкий нефтепродукт, подогретый до температуры Л двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду. Тепловые потери dq элементарно малого участка трубопровода длиной dL в единицу времени вычисляют по формуле

dq = kdF (t — t0),

где к — полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду; dF — площадь охлаждения трубы длиной dL

dF — Tid'dL',

t — переменная температура нефтепродукта; t0 — температура окружающей среды; d — диаметр трубопровода.

Пройдя участок dL, нефтепродукт охладится на dt градусов и потеряет количество тепла, равное Gcdt (где G — весовой расход нефтепродукта; с — весовая теплоемкость).

При движении нефтепродукта в трубопроводе выделится тепло, эквивалентное работе трения потока,

iG АТ ~E~dL'

где i — гидравлический уклон трубопровода; Е — механический эквивалент-тепла.

Тепловой баланс участка трубопровода длиной dL равен kcid •dL (t10) = — Gcdt -j- dL.

Это уравнение можно представить в следующем виде, удобном для интегрирования:

kzid    dt

dL

-    Gi

(t — t о)--

ЕкЫ Обозначим;

k^d . Gi , ~GrT й' ?Ы " '

Проинтегрировав вышеприведенное уравнение от tH до tK (где ta и tK — температуры нефтепродукта в начале и в конце трубопровода) при к = const., получим

L    *к

dt

а

to) — ^

о    t„

откуда

aL = In ¦

t0 Ь

ИЛИ

• ' = • ; . (6.12>

Для технологических трубопроводов нефтебаз в большинстве случаев можно принять aL 1. Тогда, разлагая eoL в степенной ряд

eaL=i+^-+^ff + ...    ,    '

и удерживая первые два члена ряда, вместо уравнений (6.12) получаем уравнение

tu—to — b

1 - aL.    (6.13)

tK t0 ь


Во многих случаях можно пренебречь теплотой тренпя. Тогда при Ъ = О в исходном уравнении получим

1 nJj^Jjt^aL,

Г0

откуда

= +    (6.14)

Уравнение (6.14) впервые получено акад. В. Г. Шуховым.

шак

Сравнивая уравнения (6.13) и (6.14), легко определить прирост температуры AtT от трения потока при движении в трубопроводе

AfT = Ъ (1 — e~aL).

(6.15)


В начале трубопровода Atr = 0, так как L = 0, а в конце трубопровода яри L -у сю имеем: AtmaK = Ъ.

При вычислении значений Ъ следует иметь в виду, что гидравлический уклон i «горячих» трубопроводов непрерывно возрастает по длине трубопровода вследствие увеличения вязкости нефтепродукта при охлаждении. Поэтому вычисление Ъ следует вести при icp, что применимо для коротких нефтебазовых трубопроводов.

При перекачке парафинистых нефтей, имеющих высокую температуру застывания, следует учесть, что при снижении температуры потока до tn.n, при которой начинается выделение твердого парафина, часть тепловых потерь будет покрываться за счет выделения скрытой теплоты кристаллизации парафина х.

Процесс охлаждения парафинистых нефтей, двигающихся по трубопроводу, можно разделить на две стадии. В течение первой стадии до длины •температура нефти падает от температуры tB.n.

На длине Ьг тепловой расчет нефтепровода следует вести по формуле (6.14). Вторая стадия охлаждения сопровождается кристаллизацией парафина, и тепловой расчет следует вести по уравнению

(6.16)

Здесь s — количество парафина в частях единицы, выпадающего из нефти при понижении температуры от tR,п до tK (8 определяется лабораторным способом).

Тепловой расчет при внутреннем путевом подогреве нефтепродукта в трубопроводе

В периодически действующих трубопроводах, перекачивающих высоковязкие и парафинистые нефти и нефтепродукты, при продолжительной остановке поток может застыть и полностью закупорить сечение трубы. Вытолкнуть застывший нефтепродукт часто бывает невозможно и во избежание этого внутри трубопровода помещают греющую трубу-теплоноситель, все теряемое тепло которого полностью передается нефтепродукту. Поэтому внутренний подогрев обладает более высоким к. п. д.

На нефтебазах теплоносителем чаще всего является водяной пар. По отношению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или противотоком.

Паровой внутренний подогрев эффективен только для сравнительно коротких трубопроводов, имеющих предельную длину Ьс, рассчитанную с учетом гидравлических сопротивлений двухфазных потоков. Если предельная длина паропровода больше рассчитанной, пар вводится с двух сторон, а конденсат отводится от середины паропровода.

Для решения задачи о падении температуры нефтепродукта в трубопроводах с паровым внутренним подогревом выберем элементарно малый участок нефтепровода dL и составим уравнение теплового баланса (рис. 6.9).

Яп =    (ti t%)dL.

За это время нефтепродукт получит тепло

qa = cGdt2.

Теплопотери в окружающую среду составят

Яо ~ K-ond2 (^2    ^о)    dL.

Здесь /сп_н — полный коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту; &н_0 — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду; Gвесовой расход нефтепродукта; t0температура окружающей среды; индексы при буквенных обозначениях относятся: «1» — к теплопроводу, «2» — к трубопроводу, н — к началу трубопров к — к концу трубопровода.

Рис. 6.9. Внутренний путевой обогрев трубопровода.


Примем температуру пара tx = const. Тогда

K-^dx (^i    ^2) dLGcdt%н_0д^2 (^2 — t0) dL

или


wT

dt-2 + qc №п-н^1 ~ ^н-0^2) t^dL

G~c (к^-Л + K~o ^1dL = 0. Обозначив через

Xl — Qc (^П-H^l ^н-0^2)

С2 Qc (^П-Н^1 ! ^н-о^2

получим

Отсюда


dt2 — (^2^1 — ^1^2) dL.

L =

или

L = ^ in Cl^2K конечной температуры нефтепродукта в трубопровода-^1


Искомое


значение


ИЛИ


kn-ndi -j~ ^h-od2 ~~ kn-ndi + A:h_0^2


nL


*2K = *2He'iGc (*D-A+J-oi!)+(1l


В Gc (йп-н“1-‘н-о“2; _ (6Л7^


Тепловой расчет при внешнем путевом подогреве нефтепродуктов в трубопроводе

Внутренний путевой подогрев обладает серьезными недостатками, ограничивающими его применение:

1)    внутренняя труба с протекающим по ней теплоносителем подвержена значительным температурным напряжениям, компенсировать которые сложно;

2)    ремонтировать внутренний подогреватель и обнаруживать места повреждений довольно трудно;

3)    внутренний трубопровод уменьшает поперечное сечение внешнего трубопровода и тем уменьшает его производительность.

Конструкция внешнего подогрева не имеет отмеченных недостатков и, как более надежная в эксплуатации и более простая конструктивно, получила широкое распространение.

При проектировании трубопроводов с внешним обогревом чаще всего требуется выполнить условие постоянства температуры предварительно разогретого нефтепродукта. Для выполнения условия tH = tK — ta-п = const необходимо, чтобы температура воздуха внутри теплоизолирующего кожуха была бы постоянной. Тогда полный расход тепла, получаемого от путевого подогревателя, пойдет на покрытие тепловых потерь:

Q zi.d2kT^R (tT ^н-п)    '    (tT ^0)9    (6.18)

где кт_„ — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту, вычисляемый из условия, что температура внутри кожуха выравнивается благодаря конвекции воздуха. Поэтому можно принять, что воздушная прослойка не оказывает сопротивления тепловому потоку и значения ссг и а2 для вычислений кт.н определяются по формулам (6.4) и (6.9); d2 внешний диаметр теплопровода; tT, ?н_п, t0 — температуры теплоносителя, нефтепродукта и окружающей среды; D — внешний диаметр кожуха; /ст_0 — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя в окружающую среду, вычисляемый но приведенным выше формулам в зависимости от окружающей среды (воздух, грунт).

При укладке трубопровода в канал тепловой расчет ведется также по уравнению (6.18) с той лишь разницей,что в правой части вместо nDL следует подставить полную поверхность охлаждений канала.

В тех случаях, когда трубопровод работает периодически и перекачивает высоковязкий нефтепродукт, то назначение путевого подогрева может быть ограничено лишь созданием внутри трубопровода «горячего» пристенного слоя толщиной б. Расчет количества тепла следует вести по уравнению (6.2), в котором вместо tcр следует принять tr, а величину G — приравнять к расходу «горячего» пристенного слоя

q_ ndLbp

х

§ 3. ОСТЫВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

Большое практическое значение имеет умение рассчитать время охлаждения нефтепродукта в остановленном «горячем» трубопроводе. «Горячие» трубопроводы, работающие периодически, должны быть освобождены или заполнены незастывающим маловязким нефтепродуктом. Если по каким-либо причинам это не сделано, то по истечении определенного времени вязкость нефтепродукта может возрасти настолько, что допускаемого рабочего давления в трубе окажется недостаточным для возобновления перекачки.

Для экономии эксплуатационных расходов, связанных с замещением нефтепродуктов в трубопроводе, иногда можно на определенное время оставлять нефтепродукт в остановленном трубопроводе, если по известному графику периодичности работы трубопровода за время остановки нефтепродукт не охладится ниже допускаемой температуры tK, при которой напряжения сдвига потока не превысят допускаемой прочности трубопровода (иногда это напряжение определяется не прочностью материала трубы, а прочностью корпуса насоса или арматуры — задвижки, клапана). Зная характер изменения температуры потока во времени, можно найти критическое значение температуры tK и соответствующую ей допустимую продолжительность остановки трубопровода.

Эти критические температуры помимо физических свойств нефтепродукта зависят еще от материала трубы и протяженности трубопровода, а поэтому должны быть заранее рассчитаны при проектировании данного трубопровода.

Охлаждение подземного нефтепровода до заданной температуры tK

Сложный процесс охлаждения нефтепродуктов в подземных трубопроводах зависит от другого, не менее сложного процесса — от охлаждения массы грунта, окружающего трубопровод.

Задача об охлаждении подземных трубопроводов была решена В. И. Чер-никиным для случая постоянной производительности перекачки.

Процесс нагрева системы грунт — трубопровод в основном определяется скоростью нагрева массы грунта, окружающего трубопровод, так как теплосодержание нефтепродукта, находящегося в трубопроводе, мало по сравнению с теплом, аккумулированным в грунте, и им можно пренебречь. Грунт вокруг трубопровода считается изотропным, а физические константы его неизменными. Температурное поле Земли не учитывается. Отсюда следует, что процесс охлаждения нефтепродукта определяется лишь скоростью охлаждения грунта. При этих ограничениях время охлаждения нефтепродукта. в трубопроводе т от начальной температуры tH до заданной температуры tK находится по формуле

R 2

где t0 — температура грунта на глубине заложения трубопровода; h0 — глубина заложения трубопровода (до оси); Н2 — наружный радиус трубопровода; Е; — знак интегральной показательной функции; Fo — критерий Фурье

а — коэффициент температуропроводности, характеризующийся скоростью изменения температуры в неравномерно нагретом теле (молекулярным переносом внутренней энергии тела)

^•гр

а =-.

t'rpPrp

Формула (6.19) дает несколько завышенное значение т, так как при выводе ее тепловой поток по длине трубы был принят постоянным, что может быть допущено только для коротких нефтебазовых трубопроводов.

Известно также несколько экспериментальных формул для определения т. Из них наиболее предпочтительной является

. R\ ( h0 т = 4z —2 '

1    N2,32


(6.20)


а \ 2Я2    Nu

Здесь

Nu =

гр

схг-е — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу. Длят практических расчетов аг_Е = (10    15) • 10_ 3 кВт (м2-°С); z — коэффициент,.

зависящий от отношения -р—р- (см. таблицу):

*н-Го

z

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,0

0,7

0,8

1,0

1,2

1,45

^^100

Lo

20,0

13,5

10,0

8,2

6,8

5,5

4,5

3,6

2,5

1,6

1,0

Охлаждение наземного трубопровода до заданной температуры tK

Задача об охлаждении наземного трубопровода решается при следующих

упрощающих положениях:

1)    тепловое сопротивление трубопровода    =    const>

i=i

2)    в период охлаждения сс2 = const;

3)    температура окружающей среды t0 = const.

При охлаждении остановленного трубопровода уравнение теплового* баланса от нефтепродукта в окружающую среду, отнесенное к единице длины (для неизолированного трубопровода), может быть записано так:

a^nd (ttCT) a2nd (tCT —10),

Таблица 6.3 где t температура нефтепродукта; t0 — температура окружающей среды.

Значения коэффициентов е и п в формуле (6.21)

GrPr

8

n

От 10“3 до 5 • 103

1,18

0,13

От 5 • 103 до 2 • 107

0,54

0,25

От 2 • 107 до 1013

0,14

0,33


Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи аг определяется по эмпирической формуле

a1 = e-^-(GrPr)n, (6.21)

где Я,тр — коэффициент теплопроводимости: материала трубы.

Значения коэффициентов г и п даны в табл. 6.3.

Подставив значения Gr и Рг в (6.21), получим

1Тр


(6.22)


а, = е


ср Р    гТр)

Тр    v


где р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта. Введем новые пере-Tpi У ~ ^Тр

менные: х = t — iT„; у = tTp — t0; t = t0 + x + y.


Тогда уравнение теплового баланса примет вид

агх = а.,у

или, подставляя значения для аг, получаем

>.Хтр / gfycficp \ п d \ vXTp у


Для упрощения записи обозначим


Величину и в первом приближении можно принять постоянной. Для точных расчетов весь температурный интервал от tu до tK следует разбить на несколько участков и для каждого из них определять и по начальной температуре участка:

у а, = еихnJhl; dya2 = &и(п — 1) xndx\

dy = ^-(n -f-1) xndx.

Последнее выражение позволяет перейти к уравнению с одним переменным х.

Запишем уравнение теплового баланса в дифференциальной форме. Для этого положим, что за время dx нефтепродукт охладился на dt и потерял при этом следующее количество тепла:

dq = ~ pcdt.

В окружающую среду должно поступать такое же количество тепла, т. е.

--— pcdt ¦= ахяйdx(t — tTp).

Согласно принятым обозначениям dt = d (х -j- у), так как t0 = const.

Тогда

Подставив значения dt, ах и (tta) в последнее уравнение и решив его относительно dx, получим


x,


Ж,



Откуда


ИЛИ


cdp    l

4т L п (<кгтР)”

Для трубопровода, имеющего хорошую теплоизоляцию, уравнение теплового баланса упрощается

/

cgpdt =    nd (t10) d%,

4    0Нз

где Яиз и 6ИЗ — коэффициент теплопроводимости и толщина теплоизоляции. Разделив переменные и проинтегрировав уравнение от iH до tK, получив

cdpg _ _биз_ In —to

(6.24)


4 Хиз in to

Вытеснение застывших нефтепродуктов из трубопроводов

Если нефтепродукт в период бездействия «горячего» трубопровода сильна охладился или застыл, то для нормальной работы трубопровода нефтепродукт необходимо вытеснить маловязкими жидкостями. Вытеснение высоковязких нефтепродуктов (подчиняющихся закону Ньютона) из горизонтальных трубопроводов возможно при любых напорах насосов; вопрос заключается лишь в продолжительности процесса вытеснения.

Вытеснение нефтепродуктов, обладающих начальным напряжением сдвига а0 (для неньютоновских жидкостей), возможно лишь при напорах насосов Я0, необходимых для преодоления ст0. Начальное напряжение сдвига определяется из условий равновесия внешних и внутренних сил в трубопроводе

60nLd = J- nd2pgH0.

Отсюда

p gH0d


(6.25)

Нефтепродукты, обладающие начальным напряжением сдвига, движутся по трубопроводам при так называемом структурном режиме, когда центральная часть потока движется как твердое тело, а периферийная — как вязкая жидкость при ламинарном режиме. Для упрощения задачи о вытеснении застывших нефтепродуктов при структурном режиме движения введем следующие предположения:

1)    застывший и толкающий нефтепродукты движутся один за другим подобно поршням;

2)    гидравлическое сопротивление толкающей жидкости не учитывается, так как вязкость ее во много раз меньше вязкости застывшего нефтепродукта;

3)    смешение нефтепродукта на границе раздела отсутствует.

Движение застывшего нефтепродукта происходит в соответствии с законом

Шведова и Бингама

(6.26)

Я


\


Я — напор, создаваемый насосами.

В момент времени т, когда толкающая жидкость вытеснит застывший нефтепродукт из участка трубопровода длиной х. расход будет равен

тде v0 — кинематическая вязкость застывшего нефтепродукта.

Из условия неразрывности потока

Qdx = dx.

Подставив значение Q и разделив переменные, получим время вытеснения застывшего нефтепродукта пз всего трубопровода длиной L

L

32v0 f {L—x) dx

H-^{L-x) 3dp g

ИЛИ

16vq Г 3dpgH ^ /_3dgHp_(6.27)

gd* L 16(To    \    3dgpH-i6o0L    J J’    K '

Время вытеснения нефтепродуктов, подчиняющихся закону Ньютона, получим при ст0 = 0 в уравнении (6.27). Для этого выражение

jn    3 dpgH_

3 dpgH — 16o0Z, 16o0Z,


лредставим в виде

(1—3dpgH и разложим его в ряд

Ь (<\    \    I    1    (    i%a°L    У    I 1 ( 16(IoL У 4-

V    3dpgH J 3dpgH 2 V 3dpgH /    ' 3 \ UpgH J ' ' ' '

Подставив это выражение в уравнение (6.27) и произведя некоторые преобразования, получим    ¦

16vp    j 2    ,    153б0р    гз _    4096Qq    rii    /ft осл

T    gd*H    1    27<22pg#2    ¦    9d3tf3    т.. .    ( •    ;

Положив оq = 0,    получим    формулу для определения    времени вытеснения

ньютоновских нефтепродуктов (жидкостей)

t =    (6.29,

Поскольку толкающая жидкость в действительности врезается клином в застывший нефтепродукт, а не движется как поршень, то время вытеснения по формуле (6.29) всегда будет больше фактического. Это обстоятельство может быть учтено введением опытного поправочного коэффициента

¦ ,    >    3600

У~ рг7/8 ’

где Рг — критерий Прандтля, вычисляемый для застывшего нефтепродукта.

217

§ 4. ТЕПЛОВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ (ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ) ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В условиях сильно развитой трубопроводной сети нефтебаз трубы различного технологического назначения укладывают в непосредственной близости друг от друга. Это приводит к тому, что «холодные» трубопроводы, попадая в сферу действия температурных полей «горячих» трубопроводов, нагреваются за счет охлаждения «горячих», т. е. получается тепловая интерференция. В некоторых случаях такое явление может быть весьма полезным, например при укладке

в одном канале промышленного паро- и маслопроводов. В других случаях это может оказаться вредным, например при укладке бензопровода вблизи «горячего» мазутопровода, что приводит к повышению температуры бензина, а следовательно, и к увеличению потерь от испарения в резервуарах. Таким образом, правильное разрешение вопроса о тепловом взаимодействии различных трубопроводов представляет значительный практический интерес.

(6


In

Рис. 6.10. Расчетная схема теплового взаимодействия подземных трубопроводов.


Рассмотрим тепловую интерференцию двух трубопроводов (рис. 6.10). Ввиду сложности теоретического решения зтой задачи ограничимся лишь приведением результатов решений и некоторых практических выводов.

Тепловые потоки двух интерфирирующих трубопроводов («горячего» и «холодного»), уложенных на одной глубине h0, можно определить по следующим формулам:

для «горячего» трубопровода

2лХ


гр


(6.30)


V-


¦ In2


R г


г - to) In - (fx - to) In Y


г2+ 4 hi Z2


для «холодного» трубопровода

(tx —to) In Щ2- — (<r-Hr


I2 +4fog


2яЯ,


-to) In


ГР


(6.31)


v-


2^q

Rr


l* + 4h% I*


In


-Ins


R,


Здесь tr, Rr и tx, Rx — температуры и радиусы внешних поверхностей «горячего» и «холодного» трубопроводов; t0 — температура окружающего грунта; h0 — глубина заложения трубопроводов в грунт (до осей); I — расстояние по горизонтали между вертикальными осями трубопроводов.

Исследования уравнений (6.30) и (6.31)

1. При увеличении расстояния между трубопроводами I до бесконечности (практически I = оо наблюдается на расстоянии более чем 10—15 м)

2яХгр (tr t0)

Rr

¦ 1» =-ГТк-•    <мз>

"йГ

т. е. тепловые потери каждого из трубопроводов соответственно равны тепловым потерям одиночных труб с температурами внешних поверхностей tr и tx, что и следовало ожидать.

2. По мере приближения «холодного» трубопровода к «горячему» тепловые потери первого уменьшаются и при определенном положении трубопроводов доходят до нуля. При этом расстояние между трубопроводами находится по формуле (6.31) при дх 0 или

откуда

2h


/


2h0\ Rr J


(*x_*0)ln 2g> -(fr-*0)lnj/Л_^1=0,    (6.34)

-.    (6.35)


В большинстве случаев при >4 и ——— >4- формула (6.35) может

Л    tp    — t о    "

быть упрощена

-Щ-Г-.    (6.36)

^ 2h0 J ‘г-‘о

Тепловые потери «горячего» трубопровода можно получить, если подставить txt0 из условия (6.34) в уравнение (6.30); в этом случае получается формула (6.32), т. е. тепловые потери «горячего» трубопровода равны тепловым потерям одиночной трубы с температурой стенки tr. Присутствие «холодной» трубы, находящейся на расстоянии Z, определяемом по (6.33), не влияет на тепловые потери «горячей» трубы. Такое явление возможно в том случае, «ели «холодная» труба попадает в изотерму «горячей» трубы с температурой tx. Отсюда следует важный для практики вывод: если разместить несколько «холодных» трубопроводов так, чтобы они цопали в изотермы «горячего» трубопровода с температурами, равными температурам стенок «холодных» труб, то вся система теоретически будет иметь такие же тепловые потери, как и одиночный «горячий» трубопровод.

Практически этого достичь трудно, так как в течение года положение изотерм меняется. Однако всегда можно располагать трубопроводы так, чтобы свести тепловые потери системы к величине, примерно равной qr, и незначительно нарушить тепловой режим «горячего» трубопровода.

3. При некотором положении трубопроводов тепловые потери «горячего» трубопровода могут быть минимальными. Расстояние между трубопроводами I,

при котором qrmin будет находиться из уравнения (6.30) при условии, что (dqjdl) =0:

2h0


1 =


-1


(6.37)



Подставив значение I в уравнение (6.31). найдем, что в то время, когда тепловые потери «горячего» трубопровода минимальные, тепловые потери «холодного» трубопровода

(6.38)

:


In


Сравнение полученного значения qx с тепловыми потерями «холодной» одиночной трубы длиной I — показывает, что они составляют 1/2 тепловых потерь одиночной трубы. Следовательно, «горячие» трубопроводы для максимального снижения тепловых потерь необходимо помещать на расстоянии I, вычисленном по формуле (6.37).

4. При приближении «холодной» трубы к «горячей» на расстояние

(6.39)

2h0


I <


2h0

-i


тепловые потери первой становятся отрицательными, т. е. «холодная» труоа нагревается за счет «горячей», тепловые потери которой, естественно, должны увеличиться.

Величина тепловых потерь каждой из труб при укладке пх рядом может быть вычислена по уравнениям (6.30) и (6.31), если вместо I подставить значения Rx + 2?,..

V    __

§ 5. РАСЧЕТ ПОДОГРЕВА НЕФТЕПРОДУКТА В ЕМКОСТЯХ

Для правильного подсчета количества тепла, необходимого для подогрева определенного количества нефтепродукта в резервуаре от начальной температуры tn до конечной tK в зависимости от мощности, типа подогревателя, температуры окружающей среды и др., надо определить суммарные составляющие тепловых потоков. В общем случае полное количество тепла Q. сообщаемое подогревателем нефтепродукту, складывается пз следующих элементов:

qx — тепло, необходимое для разогрева количества нефтепродукта весом G от до tK, имеющего теплоемкость с.

- ' ' "    ¦    <h'~    '-'С(/.._    /н):    *

q2 — тепло, необходимое для расплавления застывшего парафина в количестве Ga (Gn определяется лабораторным путем) я — скрытая теплота плавления парафина;

9з — тепловые потери в окружающую среду

9з~ kF% (tCp tr)',

к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую*-среду; F — поверхность охлаждения; т — время разогрева; tcp — средняя температура нефтепродукта в резервуаре за время разогрева; t0 — температура окружающей среды.

Температуру нефтепродукта в конце подогрева по истечении времени т можно вычислить по формуле (6.14), которая применительно к условиям резервуара примет вид

hFx

tK = t0 — (tn-t0)e^.    (6-40)

Температура окружающей среды для наземных и полуподземных резервуаров

=    ,    '    (6.41)

г ~Т~ * в    I

где tr и tB — температуры грунта и воздуха, окружающих резервуар; Frn FB — поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.

Для подземных резервуаров t0 принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси резервуара или его середины.

Наибольшую сложность для подсчета q3 представляет вычисление полного коэффициента теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду. Для резервуаров значение к должно быть вычислено с учетом характера теплопередачи через стенку кс, днище кл и крышу кК:

к =    (6.42)

*с.~Г * А~Г

где Fc, Fa, Fk — площади стенок, днища и покрытия резервуара.

Значение кс определяется по формуле (6.3), в которой внутренний коэффициент теплопередачи вычисляется по следующим уравнениям: при 108 S& (Сг-Рг)н 103

%= 0,76 А». (Сг • Рг)‘/‘ [-||^]1/4;    ’    (6.43)

при (Сг • Рг)н >

а1 = 0,15-^(Сг.Рг)уз[1|^]Ч/4.    (6.44)

Для горизонтальных цилиндрических резервуаров при 108 (Cr-Рг) 103 ' a1 = 0,5-^-(Cr.Pr)‘/1[igk]‘/‘.    •    (6.45)

В вышеприведенных уравнениях — коэффициент теплопроводности нефтепродукта; z — высота наполнения резервуара; D — диаметр резервуара. Индекс «н» означает, что все физические величины для вычислений Рг и Сг выбираются при средней температуре нефтепродукта, индекс «с» означает стенка резервуара. При выборе средней температуры следует руководствоваться следующими рекомендациями:

2) если ~——¦ >2, то

' t0

f —f Л_ . cp *0 «    f _/

in 4^—г

3) средняя температура стенкп резервуара определяется методом последовательных приближений по формуле

Внешний коэффициент теплопередачи от стенки резервуара в воздух определяется по формуле (6,10). Коэффициент теплопередачи радиацией определяется по формуле (6.11).

Для полуподземных вертикальных цилиндрических резервуаров

7„    Лс-В*В "Г ^-'С-ГР-^Гр

fbc -

Fb + Frj,

где кс.в и кс_гр — полные коэффициенты теплопередач через стенку в воздух и через стенку в грунт; FB и /Vp — площади стенок, соприкасающиеся с воздухом и грунтом; кс_в определяется по формуле (6.3), а кс.гр по следующей формуле:

кс-гр =    ^    ;    (6.46)

1    .Vi,    h0    1

CXi    %{    2ЯГр    ct0

i-1

h0 — глубина погружения резервуара в грунт; а0 — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух (ориентировочно а0 12-10'3 кВт/(м2-°С). Для подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров к я» кс:

* =-ЪГп--(6.47)

±. + уЬ -±_

а1    а2-Гр

/-1

где а2_гр — коэффициент теплопередачи    от поверхности резервуара через

грунт в атмосферный воздух

4^гр

Р    (6.48)

ln(16j_+l)+

В изолированных резервуарах основное сопротивление оказывает тепловая изоляция. Поэтому с достаточной для практических расчетов точностью можно пренебречь а2 и ах и считать, что

-49>

К=-----(б-50>

-L + A + y4L,_1_

аг 1 /.эк 1    Ц    ~    аг-о — о-й

(=1

Коэффициент теплопередачи через днище резервуара

*д =-т=г-- '    (6-51>

^+у4^+-?-

«1    f'i    8лГр

i=i

где а[ — коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое пространство резервуара: для (Рг • Gr)cp = 50 • 102    2 • 107

a'^5.5i' t3 — tr п Вт/(м2-°С);    (6.52)’

для (Pr-Gr)cp > 2 • 107

a'«=1,15Vt3 — tr n Вт/(м2-сС);    (6.53)-

t3 — температура зеркала нефтепродукта в резервуаре; tT- п — температура газового пространства резервуара (ориентировочно tT.n ^ 10 + 0,5i3); 8Р — толщина газового пространства над нефтепродуктом; 8t и Я,- — толщина листов: и коэффициент теплопроводности металла, теплоизоляции, грунта над подземным резервуаром; лэк — эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси, который ориентировочно принимается как

Хэквек;    (6.54),

Яв — коэффициент теплопроводности воздуха; ек — коэффициент конвекции.. Для воздуха

S2;    (6.55):

А — безразмерный коэффициент, который при средней температуре газа 0,50 и 100° С соответственно равен 19,4; 16,7 и 14,8.

Для наземных резервуаров /сдп кк во много раз меньше кс. Поэтому при расчетах, не требующих большой точности, коэффициентами кА и кК можно пренебречь. Ориентировочно кл ^ 0.3 • 10"3 кВт/(м2 5 С); Я’к^1-10"3 кВт /(я2-°С). и кс (5    7)    •    10"3 кВтДм2с С).

Для железнодорожных цпстерн при движении поезда коэффициент к принимается равным кс и определяется по формуле (6.3), в которой аг вычисляется, по (6.45), а а2 — по уравнению

а2 = 0,032 Re°>8,

где Ав — теплопроводность воздуха; L — длина котла цистерны;

VB

wn ¦= wBwn;

D — диаметр цистерны; vB — кинематическая вязкость воздуха.

Ориентировочно для цистерн принимается к ^ (7 -^-8)-10~3 кВт/(м2-°С). Для нефтеналивных судов

7    _ ^С-ВОД^1 ВОД ~Г ^'с-В^В

~    /•    В.ОД : / в.    ’    -    •

где &с.вод и &с_в — полные коэффициенты теплопередачи через борт в воду и через борт в воздух; FB0K и FB — площади нефтеналивных судов, соприкасающиеся соответственно с водой и воздухом. Для части стенки, обдуваемой воздухом, коэффициент к находится по формуле (6.3), а для части стенки, омываемой водой, — по формуле (6.48), в которой а2_гр заменяется а2_воД, т. е. коэффициентом теплоотдачи от стенки судна к текущей воде:

а2-воД = 0,035    Re°’8Pr04,    (6.56)

где параметры Re и Рг вычисляются по средней температуре воды за бортом ж по длине нефтеналивного судна L.

Расчет трубчатых подогревателей '

При известном значении суммарного теплового потока q поверхность нагрева трубчатых подогревателей / находят из формулы

9

т0т

где кг — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту

-Mi =---;    (6.57)

¦    ,    -    '-    +    V_

t=l

аг — коэффициент теплопередачи от теплоносителя к стенке трубы подогревателя (вынужденная конвекция).

Для практических расчетов при использовании в качестве теплоносителя насыщенного пара аг «=* 3,5    11,6    кВт/(м2-сС), а коэффициент а.2 рассчи

тывают по формуле (6.21), в которой за определяющий параметр принимается диаметр трубы.

В формуле (6.57) величины di + 1 и dt — внешний и внутренний диаметры трубы с учетом загрязнений на трубах от накипи и грязи, выпадающей из нефтепродукта; — средний коэффициент теплопроводности металла труб и загрязнений.

При расчетах можно принять для накипи ^„^0,23-^0.81 Вт/(М'3С); .для нефтяной грязи Ян.гг=*0,47 Вт/(м-°С).

Обычно а2 значительно меньше alt поэтому слагаемым l/cc1d1 в уравнении (6.57) вследствие малой величины можно пренебречь.

Поскольку практически невозможно учесть толщину накипи п загрязнения, то при расчетах кт принимают, что эти отложения снижают кг на 40%. Следо-

вательно, для насыщенного пара кт 0,6а,; 0Т_Н — средняя разность температур между теплоносителем и нефтепродуктом

fT _1    я    >

(6.58)


Inis—.

где /в и — начальная п конечная температуры теплоносителя;

?}} и _ начальная и конечная температуры нефтепродукта.

Зная площадь подогревателя и задаваясь диаметром, можно определить полную длину трубы подогревателя

•    '    '    '    :    (6.59)

71а

При конструировании трубчатых подогревателей следует иметь в виду, что по пере отдачи тепла теплосодержание пара падает и происходит частичная его конденсация. Это обстоятельство приводит к резкому увеличению гидравлических потерь в трубах подогревателя. Поэтому полученная по формуле (6.59) длина подогревателя должна быть меньше предельно допустимой 1пр, полученной в результате совместного решения уравнений теплопередачи и гидравлических сопротивлений

/„p_2,44.1O4)^(^)(^y(i0),    (6.60)

где d — внутренний диаметр трубы подогревателя в м; 6 — толщина стенки трубы в м; Л,см — коэффициент гидравлического сопротивления в трубах при движении пароводяной смеси; потери давления в трубе пароподогревателя в Па; р', р" — плотности конденсата и насыщенного пара в кг/м3; ?п и гк — соответственно энтальпия пара и конденсата в Дж/кг; к — коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту в Вт/(м2-сС).

Если I ^> lnpt то конструкцию подогревателей выполняют из нескольких параллельно включенных секций. Тогда число секций п = 1]1пр.    ,    ,

Весовой расход пара на подогрев

la — !ц

Расчет трубчатых подогревателей для транспортных емкостей аналогичен расчету подогревателей в стационарных резервуарах и отличается лишь значениями полного коэффициента теплопередачи.

- _ _    Расчет    электроподогрева

Полное количество тепла, отдаваемое электронагревателем в единицу времени, определяется законом Джоуля —Ленца:

q — IV = PR. "    (6.61)

Зная q и напряжение, можно определить силу тока

/ — «-

V    ¦    ,

15 Заказ 191    :    -    225

Если все проводники в грелке соединены параллельно, то прп Л' параллельных проводниках

¦ Д =

где г — сопротивление одного параллельного проводника

I

р — удельное сопротивление металла проводника при температуре нагрева tn

Р«=Ро(1-г“г;)’

и — термический коэффициент сопротивления металла проводника.

Подставляя значение г, получим сопротивление электроподогревагеля прп N параллельно соединенных проводниках:

р __ Рtl

Я

где I — длина параллельно соединенных проводников площадью поперечного сечения /.

Количество тепла, которое передается с поверхности электроподогревагеля нефтепродукту, может быть выражено п через уравнение теплопередачи

q = kF (t„ — ?|Р) = PR, ;    (6.62)

где F — площадь всех проводников подогревателя

F = Nlnd.

Средняя температура нагрева нефтепродукта tcp = 1/2 (tH -f tK). Подставив значения R и F в (6.62) и решив это уравнение относительно диаметра проводника, получпм

*-V «(..Jffkw-    <мз>

Для ленточных проводников при толщине ленты а и ширине Ъ имеем;

Z, т /    /П П/\

Ь-у k{tn_tK)miXf >    (6-64)

где т = Ъ]а (обычно т колеблется в пределах от 3 до 12).

Ленточные проводники выгоднее круглых, так как при одинаковом поперечном сечении теплоотдающая поверхность их больше. Но конструктивным соображениям обычно применяют более прочные круглые проводники. При использовании электроподогревателей для разогрева масел следует учесть, что температура поверхности проводника tn должна быть ниже температуры коксования массы, иначе масло резко ухудшит своп кондиционные качества — цвет, механические примеси и др.

Мощность электроподогревателя можно регулировать переключением фазовых сопротивлений на треугольник TFTp, звезду W3B и двойную звезду Т?дв. зв. Мощности электроподогревателей, соединенных подобным образом, относятся между собой, как

WiB : IFTP : И'дв. за = 1 : 3 : 4.

Для более равномерного распределения теплового потока по всей массе нефтепродукта требуемую поверхность нагрева осуществляют в трех подогревателях, один пз которых помещают в центре под люком цистерны, а два — по бокам, ближе к торцам. Прп таком конструктивном решении каждый электро-подогреватель рассчитывается на одну треть требуемого общего теплового потока.

Расчет циркуляционного подогрева

Как следует из описания, типовая установка укомплектована теплообменником с известной поверхностью нагрева / п насосом производительностью Q. При этих данных целью расчета является определенпе продолжительности разогрева до заданной температуры слива tK.

Уравнение теплового баланса для рассматриваемой задачи может быть записано в впде

(6.65)


dq — Qc (t7 — t)dx = Gc dt — kf(t —10) dx,

где с — теплоемкость нефтепродукта; G — вес нефтепродукта в цистерне; к — коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в цистерне в окружающую среду; t — переменная температура нефтепродукта в цистерне; tr — температура нефтепродукта на выходе из теплообменника; t0 температура окружающего воздуха.

Принимаем, что за время подогрева к = const и tT = const. Тогда, разделив переменные и интегрируя от tH до tK, получаем

(6.66)

к

Gc i Qd-rAr hf:p — fH (Qc-\-kf)

СQc + kf)    Qctr-\- kf totK (Qc-\-kf) '


или


X


При разомкнутой схеме циркуляции в исходное уравнение (6.66) вместо Q следует подставлять величину QQ', где Q' — количество отводимого из цистерны нефтепродукта при температуре tR.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Валявский П. В. и др. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ НКТН, 1937. 231 с.

2. Г е л л е р 3. И. Мазут как топливо. М., «Недра», 1965. 495 с.

3. Григорян Г. М., Ч е р ни кин В. И. Подогрев нефтяных продуктов. М., Гостоптехпздат, 1947. 287 с.

4.    Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепродуктов. М., «Недра», 1958. 155 с.

5.    Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Гостоптехиздат, 1961. 259 с.

6.    Коршунов Е.    С., Едигар ов    С. Г. Потери    нефтп,    нефтепродуктов и га-

80в и меры их сокращения.    М., «Недра», 1968.    117 с.

7.    Л е с с и г Е. Н.,    Л и л е е в А. Ф.,    Соколов    А. Г.    Листовые металли

ческие конструкции. М., Стройиздат, 1970. 488 с.

8.    Мишин Б. В.,    Ш п о т а к о в с к и й М. Н. Краткий    справочник обору

дования нефтебаз. Л., «Недра», 1965. 227 с.

9.    Савицкий В. Б. Экономика и планирование нефтебазового хозяйства. М., «Недра», 1971. 151 с.

10.    С а ф а р я н М. К. Стальные резервуары для хранения нефтп и нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ ВНИИСТ, 1958. 239 с.

11.    С а х н о в с к и й К. В. Железобетонные конструкции. М., Госстройпздат, 1960. 840 с.

12.    Справочник по оборудованию нефтебаз под ред. В. И. Титкова, М., Гостоптех-издат, 1959. 464 с.

13.    С т у л о в Т. Т. и др. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов. Проектирование и сооружение. М., «Недра», 1968. 286 с.

14.    У и л к и н с о н У. Л. Неныогоновскпе жидкости. М., «Мир», 1965. 216 с.

15.    Черникин В; И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М., Гостоптех-

издат, 1955. 317 с.    1

/

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОХРАНИЛИЩА

Г л а в а 7

общий ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ сетях, свойства ГАЗОВ

§ 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Газовая промышленность является самой молодой отраслью топливной промышленности Советсткого Союза. В дореволюционной России природный газ не добывался. В незначительных количествах добывался попутный нефтяной газ в Бакинском и Грозненском районах. Перед Великой Октябрьской социалистической революцией в Баку использовалось всего лишь 33 млн. м3 попутного нефтяного газа.

Начало производства искусственного газа в России относится к тридцатым годам XIX столетия. В Петербурге был построен небольшой завод, который вырабатывал газ из угля, поступавшего из Англии. В 1914 г. в Петербурге этот газ поступал только в 3 тыс. квартир наиболее богатых семей. В Москве искусственный газ начали использовать в конце шестидесятых годов XIX века для освещения улиц и вокзалов. Позже газ стали применять и для бытовых нужд. В 1913 г. было газифицировано 2.7 тыс. квартир.

После Великой Октябрьской революции использование попутного нефтяного газа стало постепенно возрастать. В Бакинском и Грозненском нефтедобывающих районах в 1927—1928 гг. было добыто и использовано 270 млн. м3 газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газов в Советском Союзе составила около 3220 млн. м3.

В сентябре 1944 г. было принято решение Советского правительства

о строительстве первого дальнего газопровода Саратов — Москва. В июле 1946 г. саратовский газ поступил в Московскую газовую сеть.

За пять лет (1946 —1950 гг.) в Москве было построено более 1340 км уличных и внутридворовых газопроводов, десятки регуляторных станций, две газгольдерные станции, газифицировано 211 тыс. квартир.

В настоящее время протяженность Московской газовой сети (магистрали и внутридворовые газопроводы) составляют около 6000 км.

В газовую сеть Москвы газ попадает по таким мощным магистральным газопроводам, как Ставрополь — Москва, Северный Кавказ — Москва, Средняя Азия — Центр и др.

В Москве действует пять газгольдерных станций общим объемом 1 700 000 м3 при остаточном давлении газа в них 2,2 кгс/см2. Газгольдерные станции оборудованы газгольдерами постоянного объема с рабочим давлением 7—12 кгс/см2. Газгольдеры предназначены для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

В 1972 г. добыча природного газа составила 221 млрд. м3. Газ получили 220 городов и поселков городского типа и более 6 тыс. сельских населенных пунктов, газифицировано 3,5 млн. квартир, в том числе в сельской местности 1,4 млн. квартир.

Для улучшения системы газоснабжения в районе крупных городов (Москва, Ленинград, Киев, Рига, Ташкент, Свердловск и др.) созданы подземные хранилища природного газа.

Газификация сельского хозяйства в Советском Союзе начата с 1962 г. (потребление сжиженного газа в 1962 г. составило всего 20 т).

В настоящее время в селах газифицировано более 6,5 млн. квартир. Газом пользуются свыше 30 млн. сельских жителей. В сельских районах построено около 10 ООО км газораспределительных сетей. В 1971 г. на газоснабжение этих районов израсходовано 665 ООО т сжиженного газа и 4,2 млрд. м3 природного газа.

Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. намечено дальнейшее развитие газовой и нефтяной промышленности. В 1975 г. добыча газа составит 300—320 млрд. м3.

В 1971—1975 гг. намечено построить 57 000 км магистральных газо-и нефтепроводов и газифицировать 17—18 млн. квартир. Уровень газификации жилого фонда должен составить в городах 65—75% , на селе 40—50%.

§ 2. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ И ГАЗОХРАНИЛИЩАХ

Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе, подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воздухом.

Природный газ является основным топливом в системе газоснабжения. В последнее время резко растет потребление сжиженных газов.

Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового оборудования.

При использовании природного газа источником газоснабжения городов является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа — газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по магистральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом.

Газовая распределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из одного района города в другой, а по распределительным газопроводам — непосредственно потребителям.

Из магистрального газопровода в городскую распределительную сеть газ подается через газораспределительную станцию (ГРС). Городская сеть оборудуется газорегуляторными пунктами (ГРП), которые служат для снижения давления газа и объединяют газопроводы различного давления.

Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и промышленных предприятий включает внутридомовые или промышленные газопроводы, газовые приборы и установки для сжигания газа.

Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зависимости от максимального рабочего давления делятся на:

1)    газопроводы низкого давления

до 0,02 кгс/см2 (200 ми вод. ст.; -—2000 Па) —для искусственного газа;

до 0,03 кгс/сма (300 мм вод. ст.; -—3000 Па) —для природного газа; до 0,035—0,04 кгс/см2 (350—400 мм вод. ст.; -—3500—4000 Па) — для сжиженного газа.

При наличии у бытовых и коммунально-бытовых потребителей индивидуальных или групповых регуляторов-стабилизаторов в распределительных газопроводах допускается давление до 0,05 кгс/см2 (500 мм вод. ст.;—5000 Па);

2)    газопроводы среднего давления

от 0.05 до 3 кгс/см2 (~3*105 Па);

3)    газопроводы высокого давления

от 3 до 6 кгс/см2 (-—-6• 105 Па);

4)    газопроводы высокого давления

от 6 до 12 кгс/см2 (-—-12-105 Па) — для подачи газа газгольдерным станциям и отдельным промышленным предприятиям.

Давления, по которым проведена классификация городских газопроводов, являются избыточными.

Источником искусственных газов являются заводы, вырабатывающие газ из угля, сланцев или нефти.

Запасы природного газа на территории Советского Союза находятся на большом расстоянии от крупнейших потребителей — Москвы, Ленинграда, Киева, Горького, Риги, Ташкента, Свердловска и других городов.

Природный газ в города подается по мощным магистральным газопроводам, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной производительности. Фактическое потребление газа характеризуется резкой неравномерностью в течение суток, месяца и года. Неравномерность потребления связана с изменениями погоды, специфическими особенностями некоторых производств и т. д. Города и населенные пункты потребляют газа зимой в 1,3 — 2,0 раза больше, чем летом.

Сезонные излишки и недостатки газа прп подаче его крупным городам исчисляются сотнями миллионов кубических .метров. Единственно приемлемым способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания резерва на непредвиденный случай является его хранение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах.

Подземное газохранилище оборудовано скважинами для закачки и отбора газа из пласта, установками для охлаждения, очистки и осушки газа. Газ в газохранилище поступает из магистрального газопровода через специальную компрессорную станцию. Отбор газа из хранилища ведется через газораспределительную станцию.

Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давления. В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углеводородных газов строят газораздаточные станции и кустовые базы. Для хранения больших объемов сжиженных газов сооружают подземные хранилища в искусственных или естественных выработках в плотных непроницаемых породах.

При проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные требования, которые к ним предъявляются. Газовые сети должны быть надежными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. Эксплуатация газовой ¦ сети должна быть простой, удобной и безопасной. При проектировании сети

необходимо предусмотреть возможность отключения отдельных районов, а также возможность строительства и ввода в эксплуатацию по очередям. При оборудовании сети следует использовать однотипные сооружения и узлы.

Газораспределительная сеть должна обеспечивать минимальные материальные и капитальные вложения, а также минимальные эксплуатационные расходы.

§ 3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ Работа

При выводе расчетных формул будет использовано понятие «потенциальная работа».

Потенциальной называется работа перемещения газов из области одного давления рх в область другого давления р2.

Элементарные величины потенциальной работы соответствуют бесконечно малым изменениям давления:

.бИ7 = —V dp]    (7,1)

'    '    "    \Tm=vdp,    -    (7.2)

где bW — элементарная потенциальная работа любого количества газа в Н-м;

V — объем газа в м3; р — давление газа в Па; т — масса газа в кг; v — удельный объем газа в м3/кг.

При перемещении газа в газопроводах распределение потенциальной работы Н. И. Белоконь формулирует следующим образом:

v dp = Ы* — d    —    g    dz    -f    8/**,    (7.3)

где I* — удельная эффективная работа, передаваемая телам внешней системы (для газопроводов I* = 0); Z** — необратимые превращения работы

«••«х*.    (7.4)

Я — коэффициент гидравлического сопротивления; w — линейная скорость газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; D — внутренний диаметр газопровода; г — положение рассматриваемой точки газопровода по высоте; g — ускорение силы тяжести.

Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что работа затрачивается на преодоление трения газа о стенки газопровода, на изменение положения газа и его линейной скорости.

Уравнение Клапейрона

Уравнение Клапейрона получается путем сопоставления законов Бойля— Мариотта и Гей-Люссака.

По закону Бойля — Мариотта

Pv = f{t),

f (t)

р ¦ - '

Удельный объем идеального газа прп температуре 0° С и любом заданном давлении

где р — абсолютное давление идеального газа в Па; v — удельный объем идеального газа в м8/кг; R — газовая постоянная идеального газа в (Н-м)/(кг - К); Т — абсолютная температура газа в К.

Уравнение Клапейрона может быть записано также в виде

— = RT,    ,

-    Р    '    -    ¦

где р — плотность газа в кг/м8.

Если умножить левую и правую части уравнения состояния на количество газа в единицах массы (т). то получим уравнение состояния для любого количества газа

pV = mRT,    ¦    (7.6)

где V — полный объем газа в м8: т — масса газа в кг.

Газовая постоянная R — есть работа расширения единицы количества газа (1 кг) прп нагревании его на 1= С (или 1 К) при постоянном давлении = idem).

Газовые постоянные некоторых газов:

воздух R = 29.27 (кгс-м)/(кг-К) = 287,04 (Н-м)/(кг-К); метан (СН4) R = 52.95 (кгс-м)/(кг • К) = 519,26 (Н-м)Дкг-К); пропан (С3Н8) R — 19,93 (кгс • м)/(кг - К) = 195,45 (Н-м)Дкг-К); н-б у тан (С4Н10) R = 14,59 (кгс-м)/(кг • К) = 143,08 (Н-м)/(кг-К).

Параметры физического состояния реальных газов — температура 0° С и давление 760 мм рт. ст. — далеки от условий идеального состояния.

Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространенное — уравнение Клапейрона с поправочным коэффициентом:

pv=ZRT,    (7.7)

где Z — коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от законов идеальных газов. Коэффициент Z часто называют коэффициентом сжимаемости.

W 20    30    W50

3,0

"0,1    0,2 0,3 0/f 0,6 0,81,0    2    3    U Б 8 10    20 30 UOfT

Рис. 7.1. График зависимости коэффициента сжимаемости газов от приведенного давления н приведенной температуры.

Критические параметры газов

Таблица 7.1

Газ

Температура

Т .

КР’

сС

Давление * р,,п

кр

МПа

Мкгс/м2

Азот...........

—147,1

3,39

0,346

Бутан ..........

152,8

3,62

0,369

Водяной пар .......

374,15

21,77

2,220

Воздух..........

—140,7

3,77

0,385

Кислород ........

-118,8

5,04

0,514

Метан ..........

—82-5

4,65

0,474

Пропан .........

95,6

4,40

0,449

Этан...........

32,1

4,94

0,504

Пентан .........

197,2

3,34

0,341

* 1 МН/м!= юеПа.

Величины коэффициента отклонения обычно определяются по графикам (рис. 7.1), в которых коэффициент Z приводится в зависимости от приведенных параметров (давление и температура) газа:

Рп р = тг-;    (7-8)

Р КР

т

где рпр — приведенное давление; р — абсолютное давление газа; ркр — критическое давление газа; tnp — приведенная температура; Т — абсолютная температура газа: Ткр — критическая температура газа.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.

Критическая температура — это температура, прп которой и выше которой ни прп каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Значения критических параметров некоторых газов приведены в табл. 7.1.

Теплоемкость газов

При проведении тепловых расчетов газопроводов необходимо знать значение удельных теплоемкостей газов. Удельной теплоемкостью газа называется количество тепла, которое необходимо сообщить единице массы (или объема) газа, чтобы температура его в данном процессе изменилась на 1° С.

Теплоемкость газа зависит от характера протекаемого процесса. Например, если в газгольдере находится газ, который подогревается на 1° С, но при этом в различных случаях объем газа меняется по-разному. Работа газа будет различной. В связи с этим п теплоемкость газа будет не одинакова. Она будет зависеть от характера протекающего процесса.

Наибольшее распространение в термодинамических расчетах получили теплоемкости двух простейших процессов: прп постоянном давлении Ср и при постоянном объеме С.,.

В каком-либо определенном процессе изменения состояния газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на Iе С при данном давлении, зависит от абсолютной температуры газа. Количество тепла оказывается разным прп различных температурах газа. При данной температуре газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на 1° С, зависит от величины давления.

Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких пределах, поэтому величину теплоемкости можно принимать постоянной.

Значения массовой теплоемкости Ср некоторых газов (в кДж/(кг-К):

Прп

При

0° с

100° с

бутан ........

....... 1,592

2,027

ВОЗДЛ'Х .......

....... 1,003

1,010

метан ........

....... 2,165

2,448

пропан .......

2,016

В табл. 7.2 приведены значенпя массовой теплоемкости при постоянном давлении для метана в зависимости от давления и температуры.

Для идеальных газов справедливо соотношение (закон Майера):

cp-cv=R,    (7.10)

где ср — удельная теплоемкость прп постоянном давлении в Дж/(кг-К); cv — удельная теплоемкость прп постоянном объеме в Дж/(кг-К); R — газовая постоянная в Дж/(кг-К).

Таким образом, еслп известна величина удельной теплоемкости при постоянном давлении, можно определить теплоемкость прп постоянном объеме.

Массовые удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном объеме идеальных газов являются функцией только одной температуры, т. е. зависят только от температуры.

Массовые теплоемкости Ср (в кДж/(кг-К) метана прп постоянном давленнп

Температура,

°С

Давление, МПа

0,0980

1,010

2,020

3,0 3 0

4,040

-30

2,022

2,106

2,223

2,370

2,554

-20

2,064

2,148

2,244

2,360

2,499

-10

2,110

2,185

2,269

2,370

2,487

0,0

2,152

2,223

2,307

2,395

2.491

+10

2,192

2.26-1

2,340

2,424

2,512

+20

2,231

2,298

2,378

2,457

2.537

+30

2,273

2,336

2,407

2,483

2,554

Эффект Джоуля—Томсона

При движении природного газа через сопротивление (регулирующие клапаны ГСР и ГРП, трубопроводы, фильтры и т. д.), особенно прп резком падении давления, наблюдается снижение температуры газа. На газораспределительных станциях снижение температуры вызывает обмерзание трубопроводов, запорных регулирующих и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах. Это явление называют эффектом дросселирования (дроссельным процессом).

Характеристикой дроссельного процесса или коэффициентом Джоуля — Томсона называется предел отношения изменения температуры газа к изменению его давления в пзоэнтальнпйном процессе:

1    a-№»(?),-(-?),-ap. р).    (-¦«)

Для идеальных газов ' . . (7Л2)

Величины коэффициента Джоуля — Томсона л ля метана приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Значения коэффициентов Джоуля —Томсона D.-;С/(кге/см2) для метана в зависимости от температуры и давления

Давление

Температура, °С

кгс/см2

МПа

—25

0

25

50

75

100

1,0

0,10

0.56

0,48

0,41

0,35

о.зо

0,26

5,2

0,52

0,55

0,47

0,40

0,34

0,30

0,26

25,8

2,58

0,50

0,43

0,36

0,31

0,26

0,23

51,5

5,15

0,45

0.38

0,33

0,28

0,24

0,21

103,0

10,30

0,36

0,32

0,27

0,25

0,21

0,19

Дросселирование большинства газов прп обычных температурах и давлениях сопровождается охлаждением газа (положительный коэффициент Джоуля — Томсона). Прп некоторых условиях (температура и давление) дросселирование сопровождается нагреванием газа (отрицательный коэффициент Джоуля — Томсона).

Коэффициент Джоуля — Томсона прп некоторых значениях давления и температуры может обращаться в нуль. Совокупность точек, в которых коэффициент Джоуля — Томсона равен нулю, называется линией инверсии.

Вязкость газов

Прп движении вязких жидкостей и газов наблюдаются касательные напряжения (напряжения внутреннего тренпя). Это явление обусловлено молекулярной структурой газа и жидкости. Внутреннее трение газов и жидкостей характеризуется коэффициентом вязкости.

Напряжение внутреннего тренпя между двумя слоями прямолинейно движущегося вязкого газа согласно закону Ньютона пропорционально отнесенному к единице длины изменению скорости по нормали к направлению движения:

где т — напряжения внутреннего тренпя в Па; w — линейная скорость газа в м/с; п — расстояние по нормали к направлению линейной скорости газа; j.i — динамический (пли абсолютный) коэффициент вязкости.

Единицы измерения динамической вязкости:

Размерность динамической вязкости получпм, если развернем выражение силы — Ньютон.

Наряду с динамическим коэффициентом вязкости широко используется кинематический коэффициент вязкости л\ который равен отношению динамического коэффициента вязкости к плотности газа или жидкости

(7.14)

где р — плотность газа пли жидкости в кг/м3; v — кинематический коэффициент вязкости.

Единицы измерения кинематического коэффициента вязкости:

Размерность кинематического коэффициента вязкости:

Физический смысл динамической вязкости виден из рассмотрения ее единиц измерения; в числителе — работа, в знаменателе — объемный расход

__работа__Н ¦ м _ Н ¦ с _

^~~ объемный расход газа м3/с м2 ~~ а с-

Таким образом, динамический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо произвести прп относительном течении вязкого газа для единицы объемного расхода.

Физический смысл кинематического коэффициента вязкости также можно установить из ее единиц измерения. Он выражается следующим образом:

Следовательно, кинематический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо совершить прп относительном движении вязкого газа для единицы массового расхода.

Для городских распределительных газопроводов (давление не более 20 кгс/см2) динамическая вязкость мало зависит от давления. Прп более высоких давлениях становится заметной зависимость динамической вязкости от давления. В табл. 7.4 приведены величины коэффициентов динамической вязкости метана при различных давлениях и температурах.

Таблица 7.4

Динамическая вязкость метана и [в (мк Н • м)/(мЗ ¦ с)] *

Давление

Температура,

с

кгс/см2

МПа

0

25

75

1

0,1

10,27

11,08

12,60

20

2,0

10,68

11,35

12,90

60

6,0

12,20

12,60

13,55

100

10,0

14,20

13,70

14,55

* 1 (Мк Н-ы)/(м3/с)=1 мк Па-с.

Коэффициент динамической вязкости зависит от температуры газа. Эта зависимость выражается по формуле Сёзерленда

273-гС ( Т у/.

^ — И'о т — С V 273 /    ’    ('¦1°/’

где (д. — динамическая вязкость прп температуре газа Т: ii0 — динамическая вязкость при С; Т — абсолютная температура газа в К; С — постоянная Сёзерленда.

Кинематическая вязкость в зависимости от температуры п давления выразится формулой

7.2 представлен график зависимости коэффициента вязкости от для различных газов.

Значения табл. 7.5.

На рпс. температуры


Динамическая и кинематическая вязкости чистых газов при атмосферном давлении


Рис. 7.2. График зависимости I динамической вязкости различных газов от температуры.

1 — кислород; 2 — воздух; 3 —?окись углерода; 4 — азот; 5 — двуокись углерода; 6 — метав; 7 — алети-лен;% s — этилен; 9 — этан; 10 — пропилен; 11 — пропан; 12 — пары бензола.

Таблица 7.5

Газ пли пар

Темпе

ратура,

°С

Динамическая вязкость

Постоян

ная

Сёзер

ленда

С

Кинемати

ческая

вязкость

V- (0е,

м2

И- 10е, (Н-с)/м2 (Па-с)

и-Ю7,

(кгс-с)/мг

Азот........

0

1665

16,98

103,0

13,24

Бутан .......

20

739

7.54

349,0

3,11

Водяной пар ....

904

9,22

673,0

11,24

Воздух...... .

0

1710

17,43

123,6

13,20

Кислород .....

0

1920

19,58

138,0

13,50

Метан .......

17

1094

11,17

198,0

16,20

Пропая ......

20

806

8,22

324,0

3,72

Этан........

0

909

9,27

287,0

6,44

§ 1. ГАЗОПРОВОДНЫЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ|И АРМАТУРА

Для сооружения газовых сетей в городах п промышленных объектах применяют бесшовные или сварные трубы из низколегированных и малоуглеродистых мартеновских сталей спокойной плавки с предельным содержанием углерода в металле не более 0,27%.

Трубы для наружных п внутренних газовых сетей п детали газопроводов следует изготовлять из стали, удовлетворяющей следующим требованиям: соотношение предела текучести ст5 и временного сопротивления ов

для низколегированных сталей значение as не должно быть ниже 0.65 от браковочного значения ав;

предел прочности для низколегированной стали ав ^ 50 кгс/мм2 и для углеродистой стали сгв ^ 35 кгс/мм2;

относительное удлинение не менее 18%.

Трубная сталь должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой контактной сваркой.

Трубы для подземных и наземных распределительных газопроводов всех давлений применяют со стенками толщиной не менее 3 мм. а для подводных переходов не менее 5 мм, т. е. на 2 лш больше расчетной.

Применяют бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8731—66, ГОСТ 8732—58) с наружным диаметром 32—426 мм и стенкой толщиной 3— 9 мм и бесшовные холоднокатаные (ГОСТ 8733—66 и ГОСТ 8734—58) с наружным диаметром 34—110 мм и стенкой толщиной 3—5 мм (табл. 8.1 п 8.2).

Эти трубы должны быть изготовлены из сталей марок В Ст.2. В Ст.З п В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) и марок 0, 8, 10, 15 и 20 (группа 1 с учетом выполнения требований п. 8 ГОСТ 1050-60).

Можно применять также электросварные (прямошовные) трубы по ГОСТ 10704—63, группа А и В с наружным диаметром 426—920 мм и стенкой толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали марок В Ст.2, В Ст.З и В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) или низколегированной конструкционной стали марок 10 Г2СД (МК), 14ХГС, 24Г по ГОСТ 5058-65.

Кроме того, применимы электросварные трубы со спиральным швом (ГОСТ 8696—62) диаметром 426—720 мм и стенкой толщиной 6—9 мм.

Механические свойства стальных п бесшовных труб по ГОСТ 8732-58, 8734-58 и 8733-66, 8731—66"

Марка

стали

Предел текучести crs, кгс мм2 (не менее)

Временное сопротивление разрыву сгв, кгс мм2 (не менее)

Относи

тельное

удлинение

«в- % (не З1енее)

10

21

34

24

20

25

42

21

Ст. 2

21

34

24

Ст. 3

23

38

22

Ст. 4

25

42

20

Таблица 8.2

Наружный диаметр, мм

Теоретический вес (масса), в кг

1 м трубы при толщине стенки, мм

3)5

4

4,5

5

5)0

6

7

8

9

10

11

57

4,62

5,23

5,83

6,41

6,99

7,55

8,63

9,67

10,65

11,59

12,48

60

4,88

5,52

6,16

6,78

7,39

6,99

9,15

10,26

11,32

12,33

13,29

70

5,74

6,51

7,27

8,01

8,75

9,47

10,88

12,23

13,54

14,80

16,01

76

6,26

7,10

7.93

8,75

9,50

10,36

11,91

13,42

14,87

16,28

17,63-

89

7.38

8,38

9,38

10,36

11,33

12,28

14,16

15,98

17,76

19,48

21,16

108

10,26

11,49

12,70

13,90

15,09

17,44

19,73

21,97

24,17

26,31

133

12,73

14,26

15,78

17,29

18,79

21,75

24,66

27,52

30,33

33,10'

159

17,15

18,99

20,82

22,64

26-24

29,79

33,29

36,75

40,15

168

20,10

22,04

23,97

27,79

31,57

35,29

38,97

42,59

219

31,52

36,60

46,63

46,61

51,54

56,43

273

45,92

52,28

58,60

64,86

71,07

325

62,54

70,14

77,68

8а,18

377

81,68

90,51

99,29

426

92.55

102,59

112,5

На каждую партию труб должен быть представлен сертификат (паспорт), в котором дана характеристика труб.

Сортамент наиболее употребительных бесшовных горячекатаных труб


Размер труб характеризуется условным проходом (указывается номинальный диаметр), наружным диаметром п толщиной стенки.

Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же, как и магистральных газонефтепроводов и трубопроводов нефтебаз.

Арматура газопроводов

На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давлений устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру.

~    К онденсатосборники    4

Для сбора н удаления конденсата на распределительных газопроводах устанавливают конденсатосборникп (сифоны). Число их должно обеспечивать сбор и удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.

Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диаметра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1—1,5 диаметра газопровода, а его диаметр — равным диаметру газопровода.

Различаются конденсатосборники низкого и высокого (или среднего) давлений.

Рис. 8.1. Конденсатосборник.


Направление движения транс-


а — низкого давления: 1 — конденсационный горшок, 2 — муфта, з — стояк, 4 — планка (против провертывания), 5— ковер, 6 — муфта, 7 — пробка, 8 — железобетонное основание под ковер; б — высокого давления:    1    — конденса

ционный горшок; 2 — конденсаторный стояк,

3 — газовый стояк, 4 — ковер, 5 — кран, 6 — основание под ковер.

Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от конденсата без применения насосов. Конденсат удаляется под давлением газа. Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами.

На рис. 8.1, а показан конденсатосборник низкого давления с врезным конденсационным горшком. Конденсат пз газопровода стекает в горшок, а для удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк.

На рис. 8.1, б представлен конденсатосборник высокого давления, в котором устанавливается дополнительный второй стояк. Наличие байпасной трубки с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под действием давления по внутреннему стояку. Это предохраняет внутренний стояк от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости.

Изменения температуры грунта и газа приводят к появлению температур-» ных напряжений в стенках газопроводов, что может привести к отрыву фланцев чугунных задвпжек и к другим нарушениям трубопровода.

Для снятия температурных напряжений на открыто прокладываемых газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматриваются компенсаторы, которые устанавливают после задвижек по ходу газа.


На газопроводах используют линзовые компенсаторы с числом линз не более трех.

Линзовые компенсаторы обеспечивают достаточную плотность газопровода и необходимую компенсацию. Кроме того, они облегчают монтаж и демонтаж задвпжек и другого оборудования.

Устройство линзового компенсатора представлено на рпс. 8.2. К фланцам компенсатора приварены четыре кронштейна, которые служат для стягивания болтами компенсатора с целью создания зазора при смене арматуры пли прокладок.

Внутрь компенсатора вставлен кусок трубы диаметром, равным диаметру газопровода. Патрубок приварен только одним концом, поэтому он не препятствует перемеще- ^ _ полулинза. , _ кронштеин; , _ иа_ НИЮ ЛИНЗ. Остановка патруока позволяет правляющая труба; 4 — патрубок; 5 снизить гидравлическое сопротивление ком-    стяжка,

пенсатора. Для предотвращения скопления

жидкости компенсатор заливают битумом. Линзовые компенсаторы рассчитаны на рабочее давление до 3 кгс/см2 (3-105 Па).

Запорные краны

Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включе--ния и отключения технологических установок применяют запорную арматуру (краны, задвижки, вентили и гидравлические затворы).

Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распределительных газопроводах не применяют. Гидравлические затворы могут быть использованы только на газопроводах низкого давления.

Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуатации, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа и быть надежной в эксплуатации.

Запорный кран состоит из двух основных частей — корпуса и пробки. В зависимости от формы затвора (пробки) краны могут быть конические и шаровые (пли сферические).

По конструкции краны разделяются на простые поворотные краны с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой.

В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу простые поворотные краны разделяют на натяжные, сальниковые, самоуплот-. няющиеся и пружинные.

На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных кранов устанавливают только чугунные сальниковые краны (рис. 8.3). Обычно они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диа-жетра растет усилие, необходимое для управления краном.

^ис. 8.3. Поворотный са.тьниковьгй кран для    Рпс.    8.4.    Запорный    кран    со    смазкой.

подземных газопроводов.    j    —    смазочный    болт; 2 —¦ шпиндель; 3 — смазочная ка

мера; 4 — пробка; 5 — смазочная канавка.

Широкое применение на газопроводах находят краны с принудительной смазкой (рис. 8.4). Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико.

Плотность перекрытия пробкового крана создается прижатием поверхности пробки к корпусу с определенным давлением. Можно считать, что давление равномерно распределяется по всей поверхности контакта. Давление на уплотнительных поверхностях создается осевым усилием Q, приложенным к пробке крана (рис. 8.5).

Рис. 8.5. Схема силового расчета пробкового крана.


Для управления краном к пробке необходимо приложить крутящий момент, равный сумме моментов:

М = М1 + Ма + М9,    (8.1)

где Мг — момент от уплотнения конуса; Л/, — момент на натяжном устройстве; М3 — момент от действия давления среды.

В сальниковых кранах общий момент равен стмме моментов:

М =М1-‘-М3-1-Л/4,

тде Mi — момент трения в сальнике.

Определим момент от уплотнения конуса и осевое усилие Q.

Осевое усилие, действующее на пробку, создает усилия на внутреннюю поверхность корпуса. В результате этого появляются реакции, результат действия которых можно представить в виде 2Л".

Можно записать следующее условие равновесия:

Q = 2Л' sin ф — 2Т cos ср,

где Т — силы трения на конической поверхности; 2ф — угол конуса пробки.

Учитывая, что спла трения Т = -V14 (где jix — коэффициент трения на конусной поверхности), получаем

Если обозначить через q0 удельное давление на конусной поверхности, необходимое для обеспечения плотностп, то вертикальное усилие, достаточное, чтобы обеспечить плотность крана, будет равно

Силы реакпип

лд0 (D\ — D\)


Обычно в конусных кранах конусность принимается от 1 : 7 до 1 : 6. При конусности 1:6 tg ф = 0.08333 (ф = 4;46'), а прп конусности 1:7 tg ф = = 0,07143 (Ф = 4:05').

Для расчета стальных кранов со смазкой рекомендуются следующие значения коэффициентов тревпя:

1)    для кранов малых диаметров (50—100 мм) р.. = 0,35;

2)    для кранов больших диаметров (до 700 мм) |хт = 0,2.

Момент трения от действия среды определяется по формуле


М з — (?з^1


Пз


где и. 2 — коэффициент трения корпуса крана с натяжной шайбой; ds — средний диаметр опорной кольцевой поверхности соприкосновения корпуса крана с натяжной шайбой.

В сальниковых кранах момент тренпя в сальнике зависит от затяжки сальниковой набивки. На рпс. 8.6 представлена схема сальникового уплотнения.

На схеме выделен кольцевой элемент сальниковой набивки высотой dy. Наиболее часто применяются сальниковые уплотнения с мягкой набивкой из пеньки или асбеста.

Под действием усилия, передаваемого втулкой, в упругой набивке создается осевое давление ру. Вследствие упругости набивки возникает радиальное давление рх.

Величина давления ру больше давления рх.

Соотношение между ними


где Qз — усилие от действия давления газа (Qa = F3p); F3 — площадь проходного отверстия корпуса, перекрытая пробкой; р — давление газа.

Момент от натяжного устройства зависит от его конструкции.

Для шарового натяжного устройства момент тренпя


где |д2 — коэффициент тренпя контактной поверхности шар — пробка крана: d2 — диаметр поверхности контакта шара с пробкой.

Для крана с натяжной шайбой момент тренпя


М2 = <?р,2


М, = (2|х2


do


Ру = пРх,


где п — коэффициент пропорциональности {п >!)¦

Для мягких набивок прп давлении 50 кгс/см- п сеченпп кольца набивки 4x4 мм коэффициент п = 5. а при сеченпп 6x6 мм коэффициент п = 3.

Рассмотрим уравнение равновесия кольцевого элемента сальниковой набивки:


л. (D-d) \ipxdy = —~(D2 rf2) dpy,

где D — наружный диаметр втулки; d — диаметр шпинделя: и коэффициент тренпя в сальнике: dy — высота элемента набивки.


(8.5)


Рис. 8.6. Схема сальникового уплотнения 1 — шпиндель; 2 — втулка сальника; 3 — крышка.


(8.6)


(8.7).


2 *


(8.8)


средний.


dpy_ dy

~Ру    п    (D    —    d)


Таким образом, определяется суммарный момент, необходимый для поворота пробки крана.

Для создания плотности перекрытия крана необходимо обеспечить соответствующее удельное давление прижатия пробки крана к корпусу.

Необходимое удельное давление ориентировочно можно рассчитать по формуле

?о = 0,06/?2,

где р — давление газа в кгс/см2. Это соотношение действительно для давлений газа до 25 кгс/см2.

В настоящее время выпускаются пробковые краны диаметром до 700 мм, рассчитанные на давление до 64 кгс/см2. Соединение кранов с трубопроводом может быть фланцевым или сварным.

На рис. 8.7 показан кран для бесколодезной установки.

Корпус крана выполнен с концами под приварку. Кран имеет обводной трубопровод для выравнивания давления по обе стороны крана. Диаметр обводного трубопровода 150 мм. На обводном трубопроводе устанавливается трехходовой кран. Третий выход крана служит для продувки трубопровода при ремонтных работах. На фланец крана крепится продувочная свеча. Управление краном осуществляется путем вращения маховика червячного редуктора.


Чтобы обеспечить плотность сальника, необходимо создать радиальное усилие не меньшее, чем рабочее давление среды, т. е. при у = h рх = р.

Проинтегрируем уравнение в пределах от рс до пр и от 0 до h и выразим давление рС) необходимое для затяж


pc = npen'-±J-“i.    (8.10)

Силы трения между элементом набивки и шпинделем

dT=^ndpx\idy.    (8.11)

Радиальное давление изменяется по следующему закону:

4 u. (h-y)

(8.12)


41Л

¦ пре 11 (.D-d)


l). (8.13)


ки сальника,


М, = Т~ .


; л (D-d)


Момент от трения в сальнике


(8.9)


/ Вид tm редуктор сверху


Рх = ре Сила трения в сальнике

4 V<h е п (D-d)


п (D —d)


Т = 7i dp


1 — кран; 2 — обводной трубопровод; 3 — привод крана; 4 — запорный кран на обводной линии.


(8.14)


Рис. 8.7. Запорный кран для ковки.


бесколодезнои уста-


Кран диаметром 700 мм на давление 64 кгс/см2 имеет высоту 2985 мм, длину 1800 мм и веспт 4315 кг,

В качестве привода кранов применяют электропривод, пневмопривод и гидропривод.

Краны с коническими пробками обладают прямоточностью, низким гидравлическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта уплотнительных поверхностей и малыми габаритными размерами,

На газопроводах широко применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками, а также обладают и другими преимуществами. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме

имеют меньшие габаритные размеры и вес. а также большую прочность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.

Рис. 8.8. Схема шарового крана.

2 — корпус; 2 — шаровая пробка крана; 3 — сальниковая набивка; 4 — втулка сальника; 5 — шпиндель; 6 — уплотнительное кольцо.


Схема шарового крана приведена на рис. 8.8. Уплотнения крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовляемыми из фторпласта-4. полиэтилена, капрона и др.

Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана.

Наибольшее значение момент трения на пробке имеет в конце закрывания или в начале открывания крана.

Момент трения на пробке

М = Мг+Мг,

где Мх — момент тренпя на кольцах; Мг момент трения в сальнике.

При закрытом положении крана на пробку действует усилие

XD2

Q = —rP>

где D — средний диаметр уплотняющих колец; р — давление газа.

Сила Q создает на уплотнительных кольцах удельное давление

Q Рр У nDb АЬ ’

где Ъ — ширина кольца.

Как следует из последнего выражения, удельное давление пропорционально диаметру и давлению газа. Поэтому, чтобы обеспечить постоянство удельного давления при увеличении диаметра и давления газа, необходимо увеличивать ширину уплотняющего кольца.

Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой. Удельное давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.

Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.

Шаровые краны выпускаются диаметром 800 и 1000 мм. Уплотнительные поверхности крана смазываются специальной смазкой для газовых кранов.

Задвижки являются наиболее распространенной запорной трубопроводной арматурой. Основное преимущество задвижек — их малое гидравлическое сопротивление. В задвижках струя газа не меняет своего направления. Газ через задвижки может проходить в прямом и обратном направлениях. Задвижки выпускают разного диаметра и на любое давление.

Недостатки задвижек заключаются в потере герметичности через непродолжительное время эксплуатации, в относительной продолжительности закрывания и открывания    _

Рпс. 8.10. Задвпжка параллельная о выдвижным шпинделем.

1 — корпус; 2 — распорный клин; 3 — диски; 4 — крышка: — сальник; 6 — шпиндель; 7 — втулка; 8 — маховик.


л в сложности изготовления.

?>ис. 8.9. Клиновая задвпжка с выдвижным шпинделем и сплошным клином.

I — корпус задвижки; 2 — клин; з — крышка; 4 — сальник; 5 — шпиндель; 6 — маховик.

Присоединение задвижек к газопроводу осуществляется на фланцах или при помощи сварки.

По конструкции затвора задвижки разделяют на два типа: клинкетные (клиновые) п параллельные. В клиновых задвижках (рис. 8.9) уплотнительные поверхности затвора наклонены к вертикальной оси. Герметичность закрытия задвижки создается прижатием уплотнительных поверхностей затвора и корпуса.

Затвор в клиновых задвижках может быть изготовлен в виде сплошного клина пли в виде двух дисков, шарнирно соединенных между собой. Задвижки со сплошным клином более надежны в эксплуатации, но создают трудности подгонки клина к корпусу.

Клиновые задвижки с двухдисковым затвором имеют лучшие условия для создания герметичности.

В параллельных задвижках уплотнительные поверхности параллельны вертикальной оси.

Наиболее распространены параллельные задвижки с распорными клиньями (рис. 8.10).

На газопроводах применяют как чугунные, так и стальные задвижки давлением 1—64 кгс/см2. Приводом задвижек являются гидравлические и электрические двигатели.

1 — цилиндрический резервуар; 2 — патрубок гидравлического затвора; 3 — трубка; 4 — муфта; 5 — ковер.


Гидравлические затворы

Гидравлический затвор (рис. 8.11), применяемый на городских газопроводах низкого давления, представляет собой стальной цилиндрический сосуд с крышкой и патрубками для присоединения к трубопроводу. Вертикальная трубка затвора служит для его перекрытия. По-этой трубке производится заполнение гидравлического затвора жидкостью.

Основное преимущество гидравлического затвора заключается в его герметичности и простоте конструкции.

Гидравлические затворы при транспорте влажного газа необходимо заглублять ниже глубины промерзания грунта. Гидравлические затворы можно использовать в качестве конденсатосборников. При транспорте сухого газа заглублять затворы не надо.

Неметаллические трубы

В городах на промышленных предприятиях наблюдается высокая агрессивность грунтов и большая плотность блуждающих токов. В связи с этим стальные трубопроводы подвергаются значительной коррозии. Для предотвращения коррозии стальных газопроводов применяют усиленную и весьма усиленную противокоррозийную изоляцию и электрическую защиту (катодные станции* протекторные и дренажные установки).

В различных отраслях народного хозяйства велика потребность в трубах. Поэтому замена стальных труб неметаллическими дает значительный экономический эффект.

В системе газоснабжения городов в качестве неметаллических труб применяют асбоцементные, пластмассовые, железобетонные и другие трубы.

Асбоцементные трубы изготовляют из асбеста, сцементированного цементным камнем. Трубы для газовых сетей рассчитаны на давление до 5 кгс/см2..

Асбоцементные трубы выполняют диаметром (условный) от 100 до 500 мм с толщиной стенок обточенных концов 11—36 мм соответственно. Концы труб обтачивают на токарных станках для придания строгой цилиндрической формы и гладкой поверхности, что позволяет осуществлять муфтовые соединения труб.

Для труб диаметром до 200 мм длина обточенных кондов составляет 300 мм, а для труб больших диаметров — 200 мм.

Асбоцементные трубы подвергают гидравлическому испытанию на прочность (25% труб одной партии и одного диаметра испытывают под давлением 18 кгс/см2). Если в течение 3 мин труба, находящаяся под этим давлением, не разрушается и если на ее поверхности не образуется потемнения или капелек воды, то такая труба считается выдержавшей испытание на прочность и водонепроницаемость стенок.

Газонепроницаемость стенок асбоцементных труб косвенно регламентируется объемным весом, который у труб диаметром до 300 мм должен быть равен 1800 кг/м3, а при больших диаметрах — не менее 1750 кг/м3.

Почти все асбоцементные трубы в сухом состоянии даже при высоком объемном весе способны пропускать газ. При увлажнении стенок труб газонепроницаемость резко снижается.

При пропитке водой асбоцементные трубы становятся практически газонепроницаемыми при давлениях от 8 до '12 кгс/см2.

Снижение газопроницаемости труб достигается несколькими способами: пропиткой водой и остатками парафина, обработкой углекислотой, покрытием битумом, асфальтом, жидким стеклом, клеем, лаками и т. д.

Асбоцементные трубы допускаются к прокладке подводящих газопроводов с рабочим давлением до 5 кгс/см2, проходящпх вне населенных пунктов и промышленных площадок.

Асбоцементные газопроводы целесообразно использовать для транспорта попутных газов, а на территории газовых промыслов — для транспорта природного газа. Асбоцемент слабо реагирует на агрессивное воздействие сероводорода и газового конденсата.

На территории городов и промышленных предприятий асбоцементные газопроводы допускается применять только на опытных участках по специальному разрешению.

Для асбоцементных газопроводов применяют чугунные или стальные фасонные части. Для чугунных фасонных частей не требуется противокоррозийная изоляция. Фасонные части к асбоцементному газопроводу присоединяют при помощи чугунных фланцевых муфт.

Для асбоцементных газопроводов применяется та же арматура, что и для стальных газопроводов. Соединение арматуры с трубами муфтовое.

Вводимые в эксплуатацию асбоцементные газопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность.

Газопроводы, работающие под давлением до 5 кгс/см2, испытывают на давление 6,25 кгс/см2. Газопроводы низкого давления (не более 0,05 кгс/см2) испытывают воздухом на прочность под давлением 3 кгс/см2 и на плотность под давлением 1 кгс/см2.

Первый асбоцементный газопровод протяженностью 20 км и диаметром 300 мм был сооружен на трассе Бугуруслан — Куйбышев в 1943 г. Рабочее .давление в газопроводе 6 кгс/см2.

Первый внутригородской асбоцементный газопровод низкого давления был построен в Москве.

В настоящее время ведется широкое строительство асбоцементных газопроводов.

В 1923 г. в Бельгии (г. Антверпен) был построен первый газопровод диаметром 75 мм. Газопровод, предназначенный для газоснабжения предприятия, эксплуатировался до 1958 г. без существенных аварий. В настоящее время

в Антверпене из 2000 км распределительных газопроводов города 300 км трубопроводов уложено из асбоцементных труб.

Проверка в ФРГ асбоцементных газопроводов после эксплуатации их. в течение 23 лет показала, что состояние труб и соединительных муфт хорошее.

Обычно асбоцементные газопроводы предпочитают прокладывать во влажных и водонасыщенных грунтах.

Для распределения газа по газопроводам низкого давления также применяют пластмассовые трубы (виннпластовые и полиэтиленовые).

Пластмассовые трубы имеют малый вес, что очень удобно для их транспорта. Трубы из пластмасс коррозионностойки, хорошо поддаются механической обработке и удобны при монтаже. Пластмассовые грубы не подвергаются действию блуждающих токов.

Виннпластовые трубы выпускают диаметром до 150 мм. Они рассчитаны на давление до 10 кгс/см2. Длина труб 5, 6 и 8 мм. Трубы имеют толщину стенок от 1,6 до 12,4 мм. Плотность винипласта 1400 кг/м3.

Соединения винипластовых труб осуществляются при помощи раструбов на колею, муфт, сварки, фланцев и резьбовых соединений.

Полиэтиленовые трубы выпускают диаметром от 6 до 150 мм на давление до б кгс/см2. Длина труб 6—8 м. Трубы диаметром до 40 мм выпускают длиной до 25 м.

Полиэтилен легко сваривается, режется, склеивается. Плотность полиэтилена составляет ~ 940 кг/м8.

В Соединенных Штатах Америки широко применяют пластмассовые трубы для газопроводов. К 1961 г. там было уложено несколько тысяч километров пластмассовых газопроводов, работающих под давлением более 2 кгс/см2.

В Советском Союзе с 1959 по 1961 г. построено несколько опытных участков газопроводов из пластмассовых труб, которые были применены для внутри-домовой и дворовой разводкн.

В 1964—1965 гг. в городах Тамбове, Уфе. Ленинграде п в 1966 г. в Саратовской области построены распределительные газопроводы из полиэтиленовых труб. В настоящее время они успешно эксплуатируются.

Применение полиэтиленовых труб сокращает капиталовложения и эксплуатационные расходы и, кроме того, расход металла.

Железобетонные трубы для строительства распределительных газопроводов весьма мало применяют из-за малой надежности стыковых соединений. Эти трубы стойки против коррозии, долговечны, требуют небольшого расхода металла и дешевле стальных труб. Они могут быть применены для газопроводов с давлением до 15 кгс/см2.

Конфузорно-диффузорные переходы

Чтобы уменьшить вес и стоимость кранов, пх часто принимают меньших размеров, чем диаметр газопровода. Для соедпнения крана с газопроводом применяют конфузорно-диффузорные переходы.

Для уменьшения гидравлического сопротивления кранов устанавливается плавный пологий диффузор. Узким концом он входит в выходную часть крана, а расширяющимся — в трубопровод после крана. Обычно узкпй конец диффузора плотно присоединяется к корпусу крана в непосредственной близости от выходного отверстия пробки. Расширенный конец диффузора приваривается, как правило, по периметру к стенке трубопровода. В стенке диффузора имеются

сквозные отверстия. Они служат для выравнивания давления в диффузоре и области между его наружной стенкой п трубой.

Конфузоры обычно имеют меньшую длину. Как конфузоры, так и диффузоры обычно изготовляют прямолинейными.

Прямолинейная форма конфузорно-дпффузорного перехода наиболее проста. но имеет не нанлучшее сочетание. Гидравлические потери на кранах можно дополнительно уменьшить путем выбора лучшего сочетания формы и размеров конфузорно-дпффузорного перехода.

Для установления рациональной формы конфузорно-дпффузорных переходов былп проведены исследования. Эксперименты проводились с переходами прямолинейными и по радиусу, а также со смешанными переходами, у которых конфузор выполнен по радиусу, а диффузор прямолинейный. На рис. 8.12 представлена схема смешанного перехода.

рис, S.12. Схема смешанного конфузорно-дпффузорного перехода с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором.


В результате исследований были определены числовые значения коэффициентов сопротивления в зависимости от соотношения диаметров (D4) и формы конфузорно-дпффузорных переходов.

Исследования показали, что увеличение соотношения диаметров D'd приводит к интенсивному росту коэффициента сопротивления. Оказалось, что симметричные переходы по радиусу обладают значительно большими коэффициентами сопротивления по сравнению с лучшими симметричными прямолинейными переходами прп одинаковом соотношении диаметров.

Коэффициенты сопротивления несимметричных конфузорно-дпффузорных переходов по радиусу значительно больше, чем коэффициенты лучших несимметричных прямолинейных переходов при одном и то.м же соотношении диаметров. Следовательно, лучшие несимметричные переходы по радиусу значительно хуже прямолинейных переходов.    ~

Таблица 8.3

Значения коэффициентов сопротивления I; переходов с прямолинейными диффузорами (угол конусности а) и конфузорами по радпусу (R^ = d)

/

Коэффициенты

D/d

a

5

7

iO

12,5

15

о

э

2,00

1,610

1,527

1,688

2,065

2,535

b/bjnin

1,068

1,000

1,103

1,352

1,660

1,75

0,858

0,800

0,836

0,981

1,140

t/Smin

1,070

1,000

1,046

1,228

1,425

?

1,50

0,418

0.394

0,414

0,457

0,531

'

w?min

1,088

1,000

1,078

1,190

1,383

S

1,25

0,147

0,129

0,123

0,116

0,128

Utmln

1,270

1.110

1,060

1,000

1,105

Примечание. ъш[п—минимальный коэффициент сопротивления для данного соотношения диаметров (D, <2 = const).

Смешанные конфузорно-диффузорные переходы с диффузором по радиусу и прямолинейным конфузором также имеют высокий коэффициент сопротивления. Это объясняется неблагоприятной формой диффузора. Поперечные сечения в диффузоре резко возрастают по направлению потока, что эквивалентно прямолинейному диффузору с большим углом конусности.

Исследования смешанных конфузорно-диффузорных переходов с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором показали, что они имеют наименьшее сопротивление. Коэффициенты сопротивления этих переходов меньше минимальных коэффициентов сопротивления несимметричных и симметричных прямолинейных переходов. Конфузоры, выполненные по радиусу, имеют меньшую длину по сравнению с прямолинейными конфузорами.

В табл. 8.3 приведены величины коэффициентов сопротивления, полученные экспериментально.

Как следует из данных табл. 8.3, наименьший коэффициент сопротивления лереходов получен при значении угла конусности диффузора, равном 7—10°.

§ 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА. КОЛЕБАНИЯ РАСХОДА ГАЗА

В городах и населенных пунктах в первую очередь газ подается в жилые дома для удовлетворения бытовых нужд населения, а также предприятиям и учреждениям коммунально-бытового и культурного обслуживания.

Природный газ применяется в химической промышленности, использующей газ в качестве сырья, а также в металлургии, в машиностроении и других отраслях.

Отбор потребителей для перевода их на газ следует осуществлять на основании сравнительных технико-экономических расчетов. При этом необходимо учитывать неравномерность потребления газа и возможность ее компенсации.

Потребление газа в течение года и суток является неравномерным. Различается неравномерность: сезонная (месячная); суточная и часовая.

Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом газа на отопление в зимнее время, а также некоторым уменьшением потребления газа летом на коммунально-бытовые нужды.

В течение недели по отдельным ее дням неравномерное потребление газа вызвано укладом жизни населения, режимом работы предприятий и изменением температуры наружного воздуха. Эта неравномерность потребления газа называется суточной.

В течение суток газ потребляется также неравномерно (часовая неравномерность). Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Режим потребления газа промышленными предприятиями определяется главным образом числом рабочих смен.

Графики газопотребления. Коэффициент неравномерности

Годовой график потребления газа городом имеет большое значение для эксплуатации системы газоснабжения. Он строится на основе годовых графиков всех категорий потребителей.

На рис. 8.13 приведен годовой график суточного потребления газа в Москве. Наибольшей сезонной неравномерностью обладает отопительная нагрузка (в летние месяцы газ на отопление не расходуется). Газ на технологические .нужды расходуется наиболее равномерно.

Годовой график позволяет составлять баланс газа, планировать его подачу потребителям, определять количество буферных потребителей, рассчитывать, объем подземных хранилищ и планировать проведение ремонтных работ на. газопроводах.

Потребление газа бытовыми потребителями в течение первых четырех дней недели равномерное. Расход газа повышается перед выходными днями. Наибольшее потребление газа наблюдается в предпраздничные дни. Максимальный суточный расход газа за год приходится на 31 декабря.

Городские распределительные газопроводы рассчитывают на максимальные часовые расходы газа, которые можно определить, располагая графиками

потребления газа в течение суток..

80

о4

5 60

са

'

j

j

!

1

7”

_

]

f

J

Ч

1

2

1

1

ш

7

1

ь-

i

l I

/

j

! 1

-

П Л Ж


Наибольшая часовая неравномерность потребления газа наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Характерный график потребления газа в течение суток приведен на рис. 8.14. Потребление газа электростанциями в графике не учитывается.

го


ж 7 ш

Месяцы


рис. 8.13. Годовой график суточного потребления газа в Москве.

1 — потребление промышленностью; 2 — потребление электростанциями; з — коммунально-бытовое потребление; 4 — потребление в квартирах; о — потребление на отопление и вентиляцию зданий.


бремя, ч

Рис. 8.14. Суточный график потребления в Москве.

Неравномерность потребления газа характеризуется следующими коэффициентами неравномерности:

1)    коэффициент сезонной неравномерности Кг определяется как отношение-расхода газа за данный месяц к среднемесячному расходу;

2)    коэффициент суточной неравномерности К2 рассчитывается как отношение расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за неделю;

3)    коэффициент часовой неравномерности К3 определяется как отношение расхода газа за один час к среднечасовому расходу за сутки.

Во ВНИИГазе И. Я. Фурманом были рассчитаны коэффициенты сезонной' неравномерности газопотребяения в зависимости от доли отопительной нагрузки и продолжительности отопительного сезона.

Для центральных районов, где отопительный сезон продолжается 212 дней, при 10%-ной отопительной нагрузке коэффициент сезонной неравномерности Кг = 1,30, а прн 50%-ной отопительной нагрузке Кг = 1,75.

Для квартир, в которых газ используется для приготовления пищи, наибольший коэффициент суточной неравномерности потребления газа К2 1,96. Наибольший коэффициентчасовоп неравномерности Ks в городских квартирах в зависимости от объема газоснабжения и характера газооборудования изменяется1 в пределах 1,6—2,2. Для коммунально-бытовых потребителей К3 = 2,62.

Для проектирования системы газоснабжения города необходимы данные

о годовом потреблении газа различными потребителями. Расчет годового потребления ведется по нормам.

Строительными нормами и правилами установлен расход газа в год (на одного человека):

1)    600 ООО ккал — на приготовление пищи в квартирных условиях (без подогрева воды, расходуемой на хозяйственные и санитарно-гигиенические нужды);

2)    700 ООО ккал — на приготовление нищи и горячей воды на хозяйственные нужды в квартирных условиях без удовлетворения с.анитарно-гигиениче-•ских нужд и без стирки белья:

3)    780 000 ккал — на выпечку 1 т хлеба на хлебозаводах и т. д.

Часовой расход газа (в м3/ч) на отопление жилищ и общественных зданий

можно определить по формуле

Vq(h~t,)    .    '

'    <?н-П    '

где V — геометрический объем отапливаемых зданий в м3; q — средняя удельная тепловая характеристика отапливаемых зданий в Дж/(м3-ч• СС); — расчетная температура воздуха внутри отапливаемых помещений в CC; t2 — расчетная температура наружного воздуха в °С; QH — низшая теплотворная способность газа в Дж/м3; г| — к. п. д. отопительных установок (i] = 0.65 -н 0,80).

Расход газа промышленными предприятиями определяется расчетным путем на основании данных проекта или по данным расхода жидкого пли твердого топлива с учетом повышения к. п. д. при переводе установок на газ.

Расчетные расходы газа

Расчетные расходы газа Qpм®/ч) для городских распределительных газопроводов определяются по годовым нормам и коэффициентам неравномерности потребления газа:

О — к

V Р — Кт г >

где кт — наибольшее значение коэффициента часовой неравномерности потребления газа за год

кщ ~ kipji^nkzm'

Qr — годовое потребление газа в м3; т — число часов в году; кк и к — максимальное значение коэффициента сезонной неравномерности за год, суточной неравномерности за неделю и часовой неравномерности за сутки.

Максимальное значение коэффициента часовой неравномерности за год кт определено из условия совпадения максимальных значений коэффициентов

^1 mi ^2яг И к Зт.

§ 3. ВИДЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разделяются на магистральные (транзитные) и распределительные. Магистральные газопроводы предназначены для передачи газа из одного района города в другой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям.

К внутреннему газооборудованию жилых домов п промышленных предприятий относятся внутридомовые и промышленные газопроводы, газовые приборы п установки для сжигания газа.

Газораспределптельная сеть города .может пметь газопроводы различного давления. В зависимости от этого могут быть следующие системы:

1)    одноступенчатая система, при которой распределение газа и подача его потребителям осуществляется по газопроводам только одного давления;

2)    двухступенчатая система, при которой подача газа в различные районы города осуществляется по газопроводам высокого или среднего давления, а распределение по потребителям — по газопроводам низкого давления;

3)    трехступенчатая система, в которой попользуются газопроводы высокого, среднего и нпзкого давлений.

Газораспределительные сети могут быть кольцевыми или разветвленными (тупиковыми). Кольцевые сети обладают большей надежностью, но для них требуется и большее количество труб.

Система газоснабжения выбирается с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки города, а также с учетом экономики.'

Трассирование газораспределительных сетей и расстановка арматуры

Для прокладки городского газопровода необходимо иметь следующие исходные данные:

1)    генеральную схему системы газоснабжения;

2)    планы проездов с подземными сооружениями;

3)    геолого-литологическын разрез на глубину 3 м или отдельные колонки буровых скважин вдоль предполагаемой трассы;

4)    данные о коррозионной активности грунтов на глубине заложения газопровода.

На стадии проектного задания определяются давления, расходы, диаметры газопроводов и т. д. На основании генеральной схемы (проектного задания) выполняется схема прокладки газопровода в масштабе 1 : 1000 или 1 : 2000. На схеме указывают проектируемые газопроводы, их диаметры, давления, ответвления от газопроводов и вводы к потребптелям, а также отмечают устанавливаемые отключающие устройства.

На основании схемы прокладки газопровода разрабатывается чертеж трассы газопроводов, ответвлений от них и вводов.

Трассу газопровода наносят на кальку, снятую с планшетов съемки проезда. По трассе выбираются постоянные сооружения для привязки газопровода. Перед нанесением трассы газопровода на план производится ее обследование.

При выборе места положения газопровода учитываются характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, наличие трамвайных путей и подземных сооружений, удобство эксплуатации газопровода и и др.

После трассировки газопровода составляют продольный профиль газопровода, на который наносят подземные сооружения, пересекаемые газопроводом, их отметки, а также отметки поверхности земли, колонки буровых скважин с характеристикой грунта, уровень грунтовых вод, характеристику кор-розионности грунтов. На шкале профиля указывают длину газопровода, уклон, отметку верха трубы и глубину заложения.

Отключающие устройства на газопроводах высокого давления устанавливают в соответствии с конструктивной схемой системы газоснабжения города, на пересечении газопроводом железнодорожных путей и на переходах через реки, на ответвлениях к ГРП п потребителям газа, на вводах газопровода на территорию домовладения пли предприятия.

На газопроводах нпзкого давления отключающую арматуру устанавливают в соответствии с конструктивной схемой для сетей нпзкого давления, на выходе от регуляторных пунктов, на распределительных газопроводах для отключения отдельных районов сети и на вводах к потребителям.

Сборники конденсата размещают на газопроводах влажного газа в пониженных точках профиля.

Для предохранения арматуры газопровода от повреждений на поверхности земли устанавливают ковер, имеющий люк, верхняя плоскость которого совпадает с покровом улицы.

Прокладка газопроводов. Глубина заложения сетей

На территории городов и других населенных пунктов газопроводы прокладываются в грунте. Надземная прокладка допускается на переходах через реки, овраги и на территориях промышленных предприятий.

Пересечения железных дорог, трамвайных путей н шоссейных дорог осуществляются под углом 90°. Прокладку газопроводов по проездам рекомендуется предусматривать в технической зоне или в полосе зеленых насаждений.

Расстояния по горизонтали между подземными газопроводами и другими сооружениями и подземными коммуникациями не должны быть меньше величин, указанных в табл. 8.4.

Таблица 8.4

Минимальные расстояния (в м) по горизонтали в свету между подземными газопроводами п другими сооружениями п коммуникациями

l . Сооружения и коммуникации

Газопроводы, работающие под давлением, iac 'см-

до 0,05

от 0.0 5 до з

от 3 До 6

от 6 30 12

Здания (но линии застройки) ....

2,0

5,0

9,0

15,0

Фундаменты опор, освещения и связи Высоковольтные воздушные ПЭП (от

0,5

0,5

0,5

0,5

контура заземления) ........

Путл (до ближнего рельса):

1,0

1.0

1,0

1,0

железнодорожные ........

3,0

4.0

7,0

10,0

трамвайные ...........

2,0

2.0

3.0

3,0

Деревья (до ствола) .........

1,5

1.5

1,5

1,5

Водопровод (до стенки трубы) .... Канализация, водосток (до стеыкп

1.0

1.0

1:0

1-0

трубы)...............

1.0

1.5

2.0

5,0

Тепловая сеть (до наружной стенки)

2,0

2,0

2,0 '

4.0

Силовые и телефонные кабели ....

1,0

1.0

1,0

2,0

При укладке нескольких газопроводов в одной траншее расстояние между ними должно быть не менее 0,4 м для труб диаметром до 300 мм и не менее 0.5 м для труб диаметром более 300 мм.

Расстояние по вертикали между подземным газопроводом и водопроводом, теплопроводом, водостоком, канализацией п т. п. на пересечениях должно быть :не менее 0,15 м. а между газопроводом и электрическим или телефонным кабелем не менее 0.5 м.

Глубина заложения газопровода прп транспорте осушенного газа должна быть не менее 0,8 м от верха трубы. Таким образом, газопровод можно прокладывать в зоне промерзания грунта.

В местах, где отсутствует движение транспорта, глубина заложения может быть снижена до 0.6 м.

При транспорте влажного газа необходимо предусматривать уклон газопровода не менее 0.002.

§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО П СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ

При движении газа в газопроводах среднего и высокого давления происходит значительное падение давления по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений. В этих условиях плотность газа соответственно уменьшается. Это ведет к изменению по длине газопровода линейной скорости газа. Для увеличения линейной скорости газа требуется затратить некоторое количество энергии.

Если профиль газопровода не горизонтальный, то дополнительно необходимо затратить энергию на подъем газа (для газопровода с подъемом).

Таким образом, в общем случае при гидравлическом расчете газопровода среднего и высокого давления следует учитывать гидравлическое сопротивление трубопровода, влияние профиля трассы газопровода и влияние изменения скорости газа.

Потребление газа городскими потребителями неравномерно в течение года, месяца и суток. Поэтому процесс течения газа в распределительных газопроводах зависит от времени, т. е. является нестационарным. Однако изменение во времени расхода газа в газопроводах происходит довольно медленно. Поэтому тидравлический расчет городских газопроводов ведется для стационарного режима течения.

Температура газа в распределительных газопроводах практически равна температуре грунта на глубине заложения трубопровода и малоизменяется при движении газа. В связи с этим течение газа в городских распределительных газопроводах будем рассматривать при постоянной температуре, т. е. изотермическим.

Стационарное движение газа в газопроводе высокого и среднего давления описывается системой уравнений:    ,

движения:    .

состояния

Л/= pu.\F--= idem;    -    (8.16)


(8.15)


баланса количества газа


(8.16)

(8.17)


р = pZRT.    (8.

Уравнения (8.15), (8.16) и (8.17) можно свести к одному уравнению

-ZRT Ai^L + ad(wi)~2gdz~Xw9- 4г = °-    • (8Л8)

Рис. 8.15. Схема к расчету газопровода среднего и высокого давления.


ZRT-


Xw2


- = 0.


D


где а — коэффициент Кориолиса (для ламинарных потоков а = 2, для турбулентных а = 1,1).

Рассмотрим газопровод (рис. 8.15) с равномерным постоянным подъемом (или уклоном). Тогда абсолютная величина подъема профиля трассы газопровода на элементарном участке будет равна

dz = dx,


I

где Az — разность отметок конечной и начальной точек газопровода; I — длина рассматриваемого участка газопровода.

Заменяя в уравнении (8.18) элементарное приращение высоты газопровода, получаем

d (wZ) т    I    о_    Аг


ad (w2) -4- 2g —j~ dx -f

dx


(8.19)


Уравнение (8.19) является обыкновенным дифференциальным уравнением разделяющимися переменными. После разделения переменных будем иметь:


ZRTd (w2)


ad (wi)


dx=Q.


(8.20)


’ +


т ^    „

~В~


A z

T~


Az

~T


+


Ц)2


2 g


D


п Az ,

2 g~r +


В -1 4-а — m

ч-t 1 А.


•In


+


I.


w‘


2 g A z


w4


3.21) на


и подставим


A

Я"


2gAs


2g AzD ¦


In


1 -


(8.22)


ZRT


2g Az


2g AzB


Обозначим линейную скорость газа в начале газопровода (х = 0) через w±, а в конце = I) через w2. Проинтегрировав уравнение (8.20) в пределах от до w2 и от х = 0 до х — I, получим

ZRTI п_ ( 2g Az

..............^


Разделим левую и правую части выражения пределы интегрирования:

2g Az

In -


да,

ZRTI

2Az


(8.21)


Z?a

ТГ


Если проследить еще раз за ходом решения псходной спстемы уравнений, то можно заметить, что выражение в (8.22), стоящее в скобках, определяет влияние изменения скорости газа по длине газопровода. Оставим это выражение без изменения, а линейные скорости и,\ и w2, стоящие в левой части, заменим через массовый расход газа и давления в соответствующих точках. Освободимся еще от логарифма в левой части последней формулы. После этих преобразований найдем:


XMZZRTI 1 — е~ьс

¦Ъс_


-р\-


F2B    ъ '    (8.23)

Из последнего выражения можно найти также массовый расход газа в газопроводе, если известны давления в начале и в конце участка:

р !е-

л[ (р|е~ьср\) РЬ У XZRTl (1 — e-t>c)

Полученные последние два выражения являются основными расчетными формулами для газопроводов среднего и высокого давления. Формула (8.23) позволяет рассчитать перепад давления на известном участке газопровода при заданном массовом расходе газа. В формуле (8.24) рассчитывается массовый расход газа на известном участке газопровода (дана длина, диаметр, коэффициент гидравлического сопротивления, разность отметок газопровода, температура газа) при заданных давлениях на концах участка газопровода.

В приведенных формулах коэффициент Ъ учитывает влияние разности отметок начала и конпа газопровода

*ЧУг-    <8-25)

Коэффициент с учитывает влияние изменения линейной скорости газа на рассматриваемом участке газопровода:

c = l^^ln 2gAzD + Uwl    (826)

' U 2gAzD + Uw\ ¦    v '

Для горизонтального газопровода (Дг = 0) коэффициент с = с0

с, = 1-1--ft In-4..    (8.27)

Для расчета газопроводов без учета изменения скорости коэффициент с = = 1 и расчетные формулы примут вид:

р1е-ь-р1 = Ш^Т1 .Л=?1.    (8.28)

M = fVSP**:l-P%Db.    (8.29)

ш г У \ZRTl(i-e~b) '    V 7

Еслп газопровод горизонтальный, то при Дг = 0 коэффициент 6 = 0. В правых частях выражений (8.28) и (8.29) появляется неопределенность вида

Раскрывая неопределенность, получим

А-А -    :    <8-30>

M = FYlPlzRPnD ¦    <8'31)

Формулы (8.30) и (8.31) являются основными расчетными формулами для газопроводов высокого и среднего давления. Их применяют, когда можно пренебречь влиянием разности отметок крайних точек газопровода и изменения линейной скорости газа.

При расчетах часто пользуются объемным расходом газа. Все полученные формулы легко преобразуются для получения объемного расхода, который приводят к нормальным или стандартным условиям:

п м п    м

И <?ст = —.

Рн    Рст

Плотности    газа,    приведенные к нормальным рн    (температура    0°    С и    давление 760 мм рт. ст.) или    стандартным (температура 20° С и давление    760 мм    рт. ст.)

берутся по справочникам для данного газа или рассчитываются по известному составу газа.

При оперировании объемным расходом, приведенным к нормальным условиям, расчетные формулы примут впд: в общем случае

Vh“Ph Г XZflnU-e-6) ’

без    учета    изменения скорости газа

(9 = F    Л[ *е~ь-Р1)дь .    /о одч

р„    I KZRTl (1 — е~ь) 1    (o.ob)

для    горизонтального    газопровода    без учета    изме

нения линейной скорости газа по длине

О =JLl/rAfhuDJL    /о

рн [ /.гдгг •    (о.З I)

При оперировании со стандартным расходом в формулах (8.32) — (8.37) величины QH и рн следует заменить на Qст и ост, оставляя все остальные пара метры без изменения.

Во всех приведенных формулах массовый пли объемный расход газа является секундным. Для получения часового, суточного п т. д. расхода газа необходимо секундный расход умножить на соответствующее время в секундах.

Массовый и объемный часовые расходы будут равны:

Мч = Л/тч и    ч = QHтч.

В гидравлических расчетах удобнее применять массовый секундный рас* ход газа. Конечный результат можно приводить к часовому или суточному расходу.

Выше рассмотрены случаи, когда массовый расход газа по длине газопро-рода остается постоянным.

Расчет газопровода прп равномерном отборе газа по длине

При большом числе отводов от газопровода его можно представить как газопровод с равномерным по длине отбором газа.

Движение газа в этом случае будет описываться системой уравнений (8.15), (8.17) и уравнением баланса газа, которое запишется следующим образом:

В этом уравнении массовый расход газа меняется с удалением от начала газопровода, где расход равен 310. Отбор газа на единице длины газопровода равен т.

Решая совместно систему уравнений (8.15). (8.17) и (8.38), получим для горизонтального газопровода без учета инерционного члена уравнения (8.15):


pdp | Z RT ~г


В результате интегрирования этого уравнения от рх до р2 и от 0 до I получим

(8-40)

где а — доля газа, отбираемого на рассматриваемом участке газопровода,

ml

По формуле (8.40) можно рассчитать газопровод, если известен массовый расход газа в начале газопровода 310 и доля отбираемого газа по длине газопровода а.

В газопроводе с непрерывным отбором газа массовый расход


М0 = F / -Щ- pl)D — .    .    (8.41)

V f.ZRTl    j

При а = 0 формула (8.41) превращается в обычную формулу для горизонтального участка без отбора газа. Наибольшее значение коэффициента а = 1. Это соответствует отбору газа полностью по длпне данного участка. Таким образом, значение коэффициента, стоящего в знаменателе формулы (1.41), изменяется от 1 прп отсутствии отбора газа до 0,333 при отборе всего поступа* ющего газа,


Расчет газопровода прп сосредоточенном отборе газа по длине

Если отборы газа по длине газопровода нельзя распределить равномерно, то гидравлический расчет ведется на сосредоточенные отборы.

Схема газопровода представлена на рпс. 8.16.

Газопровод состоит пз п участков различных диаметров и длпн с соответствующими массовыми расходами и отборами. Если газопровод заканчивается /2-м уча-


расхода 31Т расход на последнем участке будет равен Мп =* = 31т — Мп. Расходы на всех предыдущих участках определяются путем суммирования расходов газа на отводах. Расход на первом участке

t-n

Мг — Мт2m<• i= 1


тп. Прп наличии


Mplj Pi М2,1г Р2 Mj.LjPj Mn^ln.jPn-j


V,

/77,

777,

m2 J


Vn


Dn-


'71-7


ж


'л-/


Рпс. 8.16. Расчетная схема газопровода высокого и среднего давления с сосредоточенными отборами газа.


CTKOM, ТО

транзитного


Я nMftZR

ПОп

Сложим левые и правые части выписанных выражений:

(8.42)


Коэффициент отклонения свойств реальных газов от законов идеальных нринят средним для всех участков. Формула (8.42) позволяет рассчитать горизонтальный газопровод с отбором газа по длине.

Расчет газопроводов, проложенных параллельно

В случае двух газопроводов, проложенных параллельно и работающих с одинаковыми начальным и конечным давлениями, можно записать для каждого газопровода, воспользовавшись (8.29):

Индексы «1» и «2» относятся соответственно к первому п второму газопроводам.

В данном случае длина газопроводов одинакова, а диаметры могут быть разные.

Массовый расход газа через параллельные газопроводы

(р|е~ьр\) Ъ


(8.43)


ZRTl{[ — е-*) '


м = Мг + М2 = (л ]/^-f F, У-]/-


Коэффициент Ъ для обоих газопроводов один п тот же, так как он не зависит от параметров трубопровода, а определяется разностью отметок Дz конца Я начала газопроводов. Оба газопровода имеют одну и ту же разность отметок. Другие параметры (Z, R, Т) также одинаковы для двух газопроводов. Среднее значение коэффициента Z зависит от средних давлений, которые точно равны между собой в первом и втором газопроводах.

Расходы в газопроводах будут распределяться следующим образом:

(8.44)

Это соотношение одинаково для горизонтального п для наклонного газопроводов. Соотношение объемных расходов будет также определяться выражением (8.44), в котором вместо массовых расходов следует представить соот-

г

ветствующие объемные расходы, приведенные к стандартным или нормальным условиям.

Если заданы диаметры газопроводов и общий массовый (или объемный) расход при известных коэффициентах гидравлического сопротивления, то иэ

(8.43) найдем:

2 ь _2    M’-ZRTl    1 — е"6

(8.45)

'УтГ+'У

Для горизонтального газопровода (6 = 0) после раскрытия неопределен-

0

НОСТИ — ;

M-ZRTI

(8.46)


Pi—Pi

¦Г    I    rl^2

> у тг+М ТГ'

Массовый расход в горизонтальном газопроводе с параллельными ниткамй можно выразить из (8.43), принимая коэффициент 6 = 0 или из выражения (8.46)

Расчет газопровода с лушшгом

Лупинги устанавливают для увеличения пропускной способности газопроводов. Если на горизонтальном газопроводе установлен лупинг длиной х, то, учитывая выражение (8.46) для участка с параллельными газопроводам^ можно записать:

2    2    }.0MZZRT    (I    —    х)    .    M-ZRTx

Р1—Р2 — ~    -

FID!


(гУтг+'У-й-Г

Здесь индекс «1» относится к основной нитке газопровода, а индекс «2» к лупингу. Последнее выражение можно переписать в виде

Хо (Iх)    .    X

p\-p\=lWZRT

(8.47)


F\D 1


гУтт+-"•/'

Из последней формулы можно получить массовый расход, если заданы давления в начале и в конце газопровода и длина лупинга. Расход определяем по сравнению с расходом М0 в газопроводе без лупинга (при равных давлениях до и после увеличения расхода, а также при условии Х0 = AJ:

М°    (8.48)

м-.

о,б

ЗУ

1 +


При заданном увеличении расхода газа и том же перепаде давления необ^ ходимо определить длину параллельного газопровода. Из формулы (8.48) имеем:

Если диаметр луппнга равен диаметру основного газопровода (Z), = Dx), то из формул (8.48) п (8.49) следз-ет:

Л/S у,:, •    ¦    '    .    (8.50)

1и )

x =    (8.51)

зч -V-

Когда требуется увеличить расход газа в газопроводе в 2 раза = 2Л/0), то длина лупинга пз (8.51) будет равна:

. г-тЧ'-тН

т. е. при неизменном перепаде давления на данном газопроводе необходимо рараллельно проложить второй газопровод. Пример этот приведен для проверки расчетной формулы.

Из анализа расчетных формул следует, что место установки луппнга по длине газопровода не влияет на величину гидравлического сопротивления. Поэтому с этой точки зрения луппнг может быть установлен в любом месте газопровода.

Расчет газопровода со вставкой

Увеличить пропускную способность газопровода можно путем прокладки участка (вставки) некоторой длины большого диаметра, чем дпаметр всего газопровода. Для газопровода со вставкой запишем

2    2    i.xMiZRT (I — X) , /.oM'-ZRTx

Pi~Pi~ FW-,    “i-F%D,    ’    .

где x — длина вставки диаметром Dи Я, — коэффициенты гидравлического сопротивления основного газопровода и вставки.

Увеличение пропускной способности найдем относительно пропускной способности 0) газопровода без вставки:

М<> ; Fin-- ~iп " •    (8.52)

I/ .__\    /-1    /.2fi-Di-' ПМ    -    v    '

Lv    I J /.0    t-JV-'J J

Необходимая длина вставки прн заданном увеличении расхода и неизменном перепаде давления равна

>¦1 Щ

Х~208 /.! ° FIDr •    .    ..    (83^

/¦о    /-о F\D-i

Если условиями строительства вынуждены задаваться определенной длиной вставки, то из формулы (8.52) пли (8.53) можно определить необходимый диаметр D2 вставки при установленном увеличении расхода газа. Расчетные формулы (8.52) и (8.53) получены прп условпп, что коэффициент гидравлического сопротивления основной лпнпп газопровода после установки вставки большего диаметра остается неизменным или изменяется незначительно.

Пример 8.1. Определить расход газа в газопроводе длиной 5 км, диаметром 500 мм. Избыточное давление в начале и в конце газопровода соответственно равно рг = 3-105 Н/м3 и р2 = 1 • 105 Н/м3. Газовая постоянная 500 (Н-м)/(кг ¦ К). Температура газа 5° С. Коэффициент гидравлического сопротивления X = 0,02. Плотность газа 0,7 кг/м3.

Решение. Абсолютная температура газа

Т = 273 — 5 = 278 К.

Коэффициент отклонения значения реальных газов от значения идеальных принимаем равным единице (z = 1).

Массовый расход будет равен

М~ p~\f (p\~pDd __ лД2 1 f (Pi —Р|)д __

. <    -    IZRTI    4 V    7.ZRTI

- л052 ]/    ^~2~22)    1010 -°’5    ---12    9    кг/с

4 V 0,02 •-1 • 500 • 278 • 5000    ’    '    ,

Объемный расход газа    '    '

п М 12.9    ,о/з/

<?н==^=18Дм/с-

Часовой расход газа

<?н. ч = 18,4 • 3600 = 66 200 м3/ч.

Пример 8.2. Определить перепад давления в горизонтальном газопроводе длиной 10 км, диаметром 300 мм, при расходе газа 500 000 м3^сут. Плотность газа 0,7 кг/м3, газовая постоянная R = 500 (Н-м)/(кг-К). Коэффициент гидравлического сопротивления X = 0,015. Коэффициент Z = 1. Температура газа в газопроводе равна 7° С. Абсолютное давленпе в конце газопровода равно р2 = = 6-105 Па.

Решение. Выразим секундный массовый расход газа через объемный

М —_

24-3600 '

Определяем разность квадратов давлений

2    2    MZXZRTI    _    52-1010-0,72-0.015-1-500-280-10000 п 4то

Pi Рг piD    ,    л    ч,    —^oU-lu .

242 ¦ 36002    —    0.32    0,3

рг = 1/230 1010 + pl = ]/230 • 1010 - 36 • 1010 = 16,3 • 106 Па.

Перепад давления

Pi — Ро = (16,3 6,0) 105 = 10,3 106 Па.

Пример 8.3. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе, если Дz = 500 м, Т = 280 К, р2 = 5-105 Па (давление абсолютное), R — = 500 (Н-м)/(кг-К). Газопровод остановлен 0 = 0).в

h - 2gAz    2'9,81'500 — О 07

RT    500-280

Определяем давление столба газа

Pi — Рг ~ РФ~ь,г Р% = Р-z _6/2 — 1) = 5 • Ю5(е+М36 — 1) =

= 5 • 10Б (1,035 -1) = 5•10е• 0,035 = 0,175 • 105 Па.

Пример 8.4. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе, если Az = 280 м, абсолютное давление в начальной точке газопровода р = = 3• 105 Па; R = 490 (Н-м)/(кг-К)4; Т = 280 К. Газопровод остановлен = 0).

Решение. Определяем коэффициент Ъ

,    2g&z    2 • 9,81 • 280 J п п,

RT    490 - 280    5

Определяем давление столба газа Р1-Рг =Pi-Pie~b/2 = Pi (1 - е"6/2) = 3 • 10® (1 - е'°’02) = 3 • 105(1 -0,98) =

= 0,02 - 3-105 = 0,06-106 Па

или Р\ — рг составляет 2% от давления в начале газопровода рх.

Пример 8.5. Определить массовый и объемный расход газа метана в газопроводе длиной 10 км, внутренним диаметром 0,3 м. Положительная разность отметок газопровода составляет 500 м. Избыточное давление в начале газопровода равно рх 15 кгс/см2, в конце газопровода р2 = 14 кгс/см2. Температура газа 5° С, плотность р = 0,7 кг/м3, газовая постоянная 500 -м)/(кг• К).

Решение. Определяем коэффициент Ъ

ъ _    __    2 • 9,81 - 500__ q Q744

ZRT 0,95-500-278

Приведенные давление и температура

15,5-104

: 0,327:


Рпр :


0,474 • 106

t =    = _278_в ! 45

Гкр 190,5 1,ЧОш

Коэффициент сжимаемости по графикам устанавливаем равным 0,95. Массовый расход будет равен

лт РпрО.ОЭ л[ (162е-0.0744 —152)9,812.Ю8-о,3-0,0744 _опох 4 У 0,015-0,95-500-278-1041-е-о.0744)    — a,U^Krgc.

Объемный расход

м 3,03 .i4|33m/Ci

VH Рн 0,7 Суточный расход газа

Q, =    =    374    .    юз    M8/cvT#

х - U. I    и./


Пример 8.6. Определить перепад давления в наклонном газопроводе прп положительной разности отметок Az = 300 м. Диаметр газопровода 200 мм, длина 5 км. Температура газа 1' С, газовая постоянная 500 (Н-м)^(кг-К), плотность прп нормальных условиях он = 0,7 кг/м3. Объемный расход газа = ЮО 000 м3/сут. Избыточное давление в начале газопровода рг = 6 кгс/см2. Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода Я = 0,02.

Решение. Определяем секундный массовый расход газа


Q НрН


100 000 • 0,7


= 0.81 кг^с.


24• 3600    24•3600

Определяем коэффициент сжимаемости Z по приведенным параметрам:

^=i^=i!r=0148


и


280


=1,47.


^пр гр


190,5


Коэффициент сжимаемости из графика    1,

Находим коэффициент Ъ


2 • 9,81 • 300


= 0,042.


Ь =


1 • 500 ¦ 280


ZRT


Из


выражения


UP-ZRTI

F-D


Pie-6р\ =


находим давление


}.M'2ZRTl

F'-D


= |/Р\<


-Ь.


Рг


0.02 • 0.812 • 1 ¦ 500 • 280 • 5000    1    —    е-о>042    _


2 • 9,812 • 104е_0.042


Рпр ¦ 0.22


0,042


0,2


=- 6,37 -105 н/м2 = 0,648‘105 кгс/м2 = 6,48 кгс/см2. Перепад давления будет равен:

р1 — р2 = 7 — 6,48 = 0,52 кгс/см2.


§ 5. ГПДРАВЛПЧЕСКПЙ РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

НПЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

В настоящее время городские распределительные газопроводы, в которых избыточное давление не превышает 500 мм вод. ст., относятся к газопроводам нпзкого давления. В гидравлических расчетах таких газопроводов плотность газа принимается постоянной. В действительности имеется незначительное изменение плотности газа по длине газопроводов, но это изменение не учитывается.


Для оценки изменения плотности газа в распределительных газопроводах примем температуру газа постоянной и равной Т0. Коэффициент отклонения реальных газов для низкого давления (близкого к атмосферному) примем также постоянным и равным Z0. Тогда из уравнения состояния плотность газа будет равна:

Р

Р=" ZoRTo

Абсолютное изменение плотности в зависимости от абсолютного изменения давления составит:

dp- dp

Z0RT

Из двух выражений можно найти относите льное изменение плотности бр, если поделить их левую и правую части соответственно:

б (8>54) ¦ Р Р    v

где dp и р — абсолютное изменение плотности и плотность газа; dp — абсолютная величина изменения давления газа в газопроводе; р — абсолютное давление газа в газопроводе.

Для определения числового значения величины относительного изменения плотности газа примем наибольшее изменение давления. Наибольшее избыточное давление газа составляет 500 мм вод. ст. Наименьшее давление определяется давлением перед газовыми приборами, которое можно принять равным 100 мм вод. ст.

Наибольшая величина абсолютного изменения давления газа в газопроводе dp — 500 — 100 = 400 мм вод. ст.

Среднее абсолютное давление газа в газопроводе

Pm ах — Pmin    'ЮоОО 10 100    4    м    о    оа

p ~ ™ x    ¦    =---= 10 300 мм вод. ст.

Наибольшее относительное изменение плотности, которое возможно в городских газопроводах низкого давления, составит

%.

Таким образом, можно считать, что наибольшее изменение плотности в газопроводах низкого давления может достигать 4%. Часто в городских газопроводах на расчетных участках перепады давления имеют величину, значительно меньшую 400 мм вод. ст. Поэтому плотность газа в этих случаях будет изменяться еще меньше

Учитывая,что относительное изменение плотности газа невелико и не превышает 4%, в гидравлических расчетах газопроводов низкого давления плотность газа можно принимать постоянной величиной, равной среднему значению на расчетном участке

_ _ Pi —р2

где рх и р2 — значение плотности газа в начале и конце участка. 270

Вывод расчетных формул для случая равномерного отбора газа по длине горизонтального газопровода

Городские распределительные газопроводы имеют по длине сосредоточенные отборы, расположенные на некотором расстоянии друг от друга. Величины отборов могут быть различные. Гидравлический расчет газопровода с учетом большого числа сосредоточенных отборов слишком громоздкий. Для облегчения расчета принимается упрощенная схема газопровода с непрерывным и равномерным отбором газа по длине.

Рассмотрим участок газопровода длиной I, который необходимо рассчитать. По длине газопровода равномерно отбирается q (удельный расход газа на единицу длины газопровода) газа. Общее количество газа, отбираемого на данном ^ участке (путевой расход газа), обозначим Qn, Он равен: Qn = ql.


Количество газа, который проходит по рассматриваемому участку для обеспеченна других участков газовой сети, обозначим Q1 (транзитный расход). Величина транзитного расхода не меняется по

длпне данного участка. Путевой расход    отбором газа по длине

является переменной величиной, уменьшающейся до нуля к концу участка. Аналитически путевой расход в любой точке газопровода (х) можно выразпть линейной зависимостью

Qnx = q(l — z)-

Суммарный переменный расход газа в любой точке газопровода

Q = Qt — Q (l — х).

Определим перепад давления на горизонтальном участке газопровода (рис. 8.17). Влиянием изменения скорости на инерционность потока пренебрегаем.

На элементарном участке газопровода перепад давления определим по формуле Дарсн—Вейсбаха:

dp — X~ dx.    (8.55)

Лпнейная скорость газа w — переменная величина. Выразим ее через ¦ объемный расход газа

Q _    — q{l — X)

- J-•    .    -

Подставим значение линейной скорости газа в формулу (8.55) и, проинтегрировав эхо выражение от 0 до I. получпм

i

Pi-P2 = -9FP2D- j* X [Qr~q(l—x)}2dx,    (8.56)

о

где pL п р2 — давление в начале и в конце расчетного участка.

Давление в формуле (8.56) можно принимать как абсолютным, так и избыточным, поскольку формулой определяется перепад давления, который не зависит ох выбранной плоскости отсчета.

Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима течения, поэтому для получения из (8.56) расчетных формул необходимо рассмотреть конкретные режимы и соответствующие им коэффициенты гидравлического сопротивления.

Для ламинарного режима (К = 64/Re) в пределах чисел Рейнольдса от О до 2320 будем иметь:

тэп  D    +    —х)

пе - V    F    ’

а после подстановки и интегрирования

8Р1-Р2 = -§^(<?Г + 0,5<2П).    (8.57)

По формуле (8.57)'Гопределяется перепад давления на горизонтальном участке газопровода длиной I при условии равномерного отбора газа по длине и наличии как транзитного, так и путевого расхода газа.

При расчете без путевого расхода (Qn= 0) формула?(8.57) принимает вид

(3.58)

Для концевых участков газораспределительной сети, которые не имеют транзитных расходов ((?т = 0),

1 п _ п__П6<?пРУ1    /о CQ\

JPi Р 2    pjji *    (о.5У)

Для    критического    режима течения    при числах    Рейнольдса    от    2000 до 4000

(зона перехода    от    ламинарного режима    течения к    турбулентному)    коэффициент

гидравлического сопротивления можно выразить по формуле Зайченко: К = = 0,0025 У Re. Тогда перепад давления из (8.56) будет

(

-р- j 0,0025 j/ ^ • *?т+-д/ -х> q (I ~ г)]» dx.

Р1 — Р2-


2F2D

о


После интегрирования получпм

л-л-m-QJ''-(8.60)

Когда газопровод не имеет путевого расхода (Qn = 0), при раскрытии

О

•неопределенности —, найдем:

Pi-P2=-тг^.    (8.61)

Для расчета тупиковых (концевых) участков газовой сети, на которых не транзитных расходов (QT = 0), пз формулы (8.60) будем иметь:

Критический режим течения газа практически занимает такой же диапазон чисел Рейнольдса, как п ламинарный, т. е. 2000. Здесь, конечно, исключаются специальные случаи ламинарного режима, который может быть сохранен и при значительно больших числах Рейнольдса, чем критические.

Распределительные газопроводы могут работать в критическом режиме течения так же часто, как и при ламинарном. Это подтверждается наблюдениями, проведенными в городских газовых сетях.

Для турбулентного режима течения газа в пределах чисел Рейнольдса от 4000 до 100 000, когда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса (X = 0,3164/Re0,25), при интегрировании формулы (8.56) получаем:

Pi-Pi    [(<?т-<2п)275-<??'”].    (8.63)

Формула (8.63) применима для расчета горизонтальных газопроводов нпзкого давления с равномерным отбором газа по длине при турбулентном режиме течения в зоне гладких труб.

При отсутствии путевого расхода (Q„ = 0) после раскрытия неопределенности -jj- по правил^' Лоппталя:

0,159<?t’7V25p^    /о    с/л

Pi~P%=х.75Д1.25 -•    (864)

Для концевых участков газораспределительной сети при отсутствии транзитных расходов (<2Т = 0) пз формулы (8.63) имеем:

п _п _ 0,0577(?п’75У°|25Рг     есл

Р1 Р*    /Ч,75?)1.25    *    (о.Ьо)

Формулы (8.63), (8.64) и (8.65) применимы для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов нпзкого давления для случая гидравлически гладких труб (зона Блазиуса, Re = 4000 ч-107).

В переходной области режима течения газа, где коэффициент гидравлического сопротивления зависит не только от числа Рейнольдса, но и от шероховатости внутренних стенок газопровода, коэффициент гидравлического сопротивления можно выразить по формуле Альтшуля:

^0,1(1^+-®)-

где К — абсолютная шероховатость внутренней поверхности трубы газопровода.

Подставив коэффициент гидравлического сопротивления в формулу (8.56), найдем перепад давления в газопроводе для переходной области в пределах чисел Рейнольдса от Re2 до Re,:

Р1 = 'Шб'1    +4^г)020    lQr    +    q(l    —    x)]2dz.    (8.66)

Pi-

Граничные числа Рейнольдса для переходной области можно по формулам:

определить


Re1 = J!L|l п Re2=^^!®!M±.

1    е1143    1    в

^ к

Относительная шероховатость е = Интеграл в правой части выражения

(8.66) может быть рассчитан численным методом.

В наиболее простом случае, когда расход газа не зависит от расстояния, что соответствует газопроводу без путевого отбора (Qn = 0), перепад давления из формулы (8.66) будет

Pl-P2 =    0,l(l,46i?^^^)°’25^Lr.    (8.67)

Формула (8.67) пригодна для расчета газопроводов низкого давления в переходной области течения газа для постоянного по длине расхода.

При высоких линейных скоростях газа в газопроводах, соответствующих числам Рейнольдса более Re,, коэффициент гидравлического сопротивления перестанет зависеть от числа Рейнольдса или, что то же самое, от линейной скорости. Коэффициент гидравлического сопротивления становится зависимым лишь от шероховатости внутренней поверхности трубы. Для этого режима в формуле (8.56) коэффициент % можно вынести за знак интеграла. После интегрирования получим:

— <?т].    (8.68)

Если на участке газопровода нет путевого сброса газа (Qn =0), то пз формулы (8.68) найдем:

Pi-P^^TET- '    (8-69)

Для расчета тупиковых участков газораспределительной сети (QT = 0) из формулы (8.68) найдем:

Р1-Рг = $W-    '    (8-7°)

Последние три формулы пригодны для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов низкого давления для турбулентного режима в зоне квадратичного закона трения. Коэффициент гидравлического сопротивления в них можно определять по формуле Шифринсона X = 0,111 (KJD)0,25.

Все приведенные выше    расчетные    формулы для распределительных    газопроводов    низкого    давления    учитывают    только потери на трение    на    всем рас

четном участке газопровода. По длине газопровода могут встречаться местные сопротивления: задвижки, повороты, отводы и т. д. С учетом местных сопротивлений расчетные формулы примут вид:

Pi Р 2 :

2 F2D


где — коэффициент местного сопротивления; i — порядковый номер местного сопротивления; wt — линейная скорость газа; п — число местных сопротивлений.

Коэффициенты местных сопротивлений берутся пз таблиц для соответствующих местных сопротивлений. Первый член правой части уравнения (8.71) получим в формулах (8.57) —(8.70) для всех режимов течения газа и с учетом транзитного и путевого расходов газа.

При решении многих задач проектирования н эксплуатации городских распределительных газопроводов не требуется привязка к конкретным гидравлическим режимам. Такие задачи ставятся, когда находят их общеее решение. К ним относятся, например, технико-экономические расчеты газораспределительных сетей.

Коэффициенты гидравлических сопротивлений можно выразить для различных режимов одной обобщенной формулой

Rem

где А п т — постоянные коэффициенты, зависящие от гидравлического режима течения газа.

Для непрерывного и равномерного по длине отбора газа

D. — D Qr—q {1 — х) v ' F

Подставляя данное значение числа Рейнольдса в вышеприведенную формулу получаем

D_ya j~ Qi~ я (Iх) '

В формуле Дарси — Вейсбаха

dp = X^--^dx

выразим линейную скорость газа через расход, а коэффициент гидравлического сопротивления пз предыдущей формулы. Тогда

dP =    [<?т -q(l~ *)Гт dx.    (8.72)

Проинтегрируем правую часть выражения (8.72) от 0 до I. Этим будет определен перепад давления на рассматриваемом участке. Давление в начале газопровода обозначим рг, а в конце газопровода — р2. Тогда перепад давления на участке будет равен

,    ,    A'mPl    (Qr-Qu)s~m~Qrm    /о    7о\

Pl    2(3 — т)    Оп    ’    '    '

Полученная формула (8.73) выражает перепад давления любого режима течения. Исключение составляет переходная область турбулентного течения. Она применима для участков с путевым и транзитным расходами газа.

Коэффициенты соответственно равны: для ламинарного режима А = 64 п т = 1 ; для критического режима А = 0,0025 н т = —1/3; для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а А= 0,3164 н т = 0,25;

для квадратичного закона сопротивления А = 0,111 X t К \о 25 X    п    т    =    0.

Подставляя в формулу (8.73) различные значения коэффициентов А и т, получаем соответствующие частные расчетные формулы, приведенные ранее в начале главы.

В тупиковых участках с путевыми расходами, но без транзитных расходов газа (QT = 0) перепад давления от трения определим из формулы (8.73)

r r _ AQl-^pl

Pi Р2 — 2 (3__ТО) jfi->nDi+m ¦    (О. IV

Чтобы определить полные перепады давления в формулах (8.73) и (8.74), следует учесть еще потери в местных сопротивлениях.

Если расчет ведется только на транзитный расход (Qn 0), то из (8.73):

_ AQtmvmpl    я    .

Pi P'l gjrs-mQi+m -    (О./О)

Определение расчетных расходов

В некоторых случаях при гидравлических расчетах газопроводов низкого давления удобно пользоваться расчетными расходами газа. Этот метод хорошо освещен в литературе по городскому газоЬнабжению и городским газораспределительным сетям. Обычно расчетный расход определяется только для турбулентного режима течения газа при квадратичном законе сопротивления.

Принятие расчетного расхода газа без учета течения н соотношения путевого и транзитного расходов может привести к значительной погрешности расчета (до 20%).

Расчетным расходом называется такой эквивалентный расход, постоянный по всей длине газопровода, который создает перепад давления, равный перепаду, создаваемому переменным по длине газопровода расходом газа.

Перепад давления от расчетного расхода газа

1 Pi2F2~mD1+m '    (8.75а)

Перепад давления для непрерывного отбора газа по длине газопровода /п    A'-mPl    8    ш

{Pl — Po.h-2{?)_m)F2-mDi+m    Qn    ¦    (5./00)

Заменяя действительный переменный расход газа    по    длине газопровода

эквивалентным постоянным и приравнивая левые и правые части выражений (8.75а) и (8,756), найдем значение расчетного расхода:

п - Г 1 (Qr-Qn)3-m-Qtm 1Т5Г    ,я

|_3-т'    Qn J    *    №'‘Ь>

Из формулы (8.76), выражающей расчетный расход газа в общем виде, следует, что расчетный расход зависит от режима течения газа в газопроводе (показатель т) и из соотношения транзитного и путевого расходов газа.

Из выражения (8.76) можно получить частные случаи расчетных формул для конкретных режимов течения газа: для ламинарного режима (т = 1)

(?= = ]’(?? — Q-Qr, — у Qn',    (8.78)

для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а

(8.79)

Если газопровод имеет только путевой расход (QT = 0), то расчетные расходы будут соответственно выражаться формулами: для ламинарного режима

QP =    (8.80)

для квадратичного закона сопротивления

<?р = р| = 0.577(?п;    (8.81)

для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з и у с а

Qp = 75^iP 1.Т5 = 0,555(?п;    (8.82)

Выражения расчетного расхода позволяют установить, что при различных режимах течения газа величины расчетных расходов будут существенно отличаться. Поэтому прп определении расчетных расходов следует учитывать как режим течения, так и соотношение транзитного и путевого расходов.

Гидравлический расчет распределительных газопроводов для сосредоточенного отбора газа

Не во всех случаях газопроводы с сосредоточенными расходами можно свести к схеме с равномерным распределением газа по длине. Это относится к газопроводам с резко неравномерным

*

С*

1

-1п-

9t

%

1-

1п-1


равен сумме отборов на рассматривав- Рис. 8.18. Расчетная схема газопровода низкого

it    -L    давления    с    сосредоточенным    отбором    газа.

мом участке.

Qn = 2 ?*.

t=l

В общем случае режим течения на каждом участке может быть различным, поскольку расходы газа на них различны. Могут различаться также и диаметры соседних участков.

Определим перепады давления на каждом участке: на первом участке

п __ л ((?т + (?п)2 Ph .

Pi Plx 1 2F\Di на втором участке

„    _    _ -1    (<?T+Qn    9l)2P^2.

Plx Ргх-л 2    2^2Д2

на третьем участке

_ \    (9т~г    Qt_

2F\D^

на re-ом участке

(Qt+Qn — qi — qi—. . .—qn~i)'1 Pin Pin-1) x P2 ~ Л„    •

• В последнем выражении pn = p2-Общий перепад на всей длине I рассматриваемого газопровода найдем сложением перепадов на каждом участке с учетом потерь на местных сопротивлениях газопровода:

Qt , Qn 2 Qi-1 j Pi-P2 = jj^J h --- -f ApM,    (8.83)

'¦D;


где Арм — сумма местных сопротивлений на всем расчетном участке.

При определении общего перепада по формуле (8.83) в первом члене ряда появляется отбор газа с индексом нуль (q0). Величину нулевого отбора следует принимать равным нулю, т. е. д0 = 0.

Если транзитный расход на участке отсутствует (@т = 0), а величины отборов одинаковы (q1 = q2 = . . . gj, расстояния между отборами равны между собой, газопровод на всех участках пмеет один и тот же диаметр (D1 = = D2 = . . . = D), то при условии одинакового гидравлического режима на всех участках газопровода получпм

n2-mvmni

п _ п — А    V    /л    2-т ni -т 02 -т _    .    2    -т\    ,о о/\

?1 А~л 9n3-mf2-mDl-^k I1    d    П    )¦    (8.8^)

Таким образом, формула (8.84) дает возможность определить перепад давления в газопроводе с учетом сосредоточенных отборов прп условии равенства расстояния между точками отбора, прп одинаковых диаметрах всех участков и расходов газа на отводах.

Гидравлический расчет газопровода низкого давления с отбором газа по пути ведется по формулам, которые учитывают непрерывное распределение отбора газа или распределение сосредоточенных отборов. Теперь необходимо установить границу, позволяющую выбирать необходимый способ расчета. При произвольном выборе формул при расчете может быть допущена числовая ошибка. Гидравлический расчет с учетом сосредоточенных отборов является всегда правильным, но он оказывается более громоздким по сравнению с равномерным непрерывным отбором газа.

Для обоснования выбора метода расчета (непрерывный или сосредоточенный отбор) распределительного газопровода низкого давления возьмем участок газопровода длиной I. На этом участке на одинаковом расстоянии расположены п отводов, по которым отбирается одинаковое количество газа (qx = q2 = . . .qn).

Общее количество газа, подаваемого в начале участка, составляет (без транзитного расхода, т. е. Qr = 0):

Qn=qi~ck-4s~- ¦¦¦'гЯп.

Определим перепад давления на рассматриваемом участке двумя способами: для сосредоточенного и непрерывного равномерного отбора. При непрерывном отборе возьмем го же самое количество газа Qn. Удельный расход на единицу длины газопровода равен q = QnJl.

Перепад давления равен: для сосредоточенного отбора газа

(г, __ п ) — 1    j_ni-ту

Как следует из последнего выражения, относительная ошибка расчета по формуле для непрерывного по длине газопровода отбора газа не зависит от величины отбора и расстояния между отводами, а определяется режимом течения газа (показатель т) п главным образом числом отводов на расчетном участке газопровода:

для ламинарного режима = 1)

= <8-86) .для квадратичного закона сопротивления (т = 0)

? л__2П2___3П -\- 1__/о ОП\

Р    (ге + 1) (2« + 1) _ (ге + 1) (2ге+1) *    '    \    -    >

В случае других режимов в формуле (8.85) следует подставить соответствующие значения показателя т. Величина относительной погрешности может быть заранее определена, если задана точность гидравлического расчета. Введем обозначение задаваемой относительной погрешности расчета бр.3. Тогда по •формулам (8.86) и (8.87) определим граничное число отборов на расчетном

участке соответственно для ламинарного и турбулентного режимов в зоне квадратичного закона сопротивления:

(8.88)

и

(1-Sp)+/9(1-Sp)2 + 8SP (1-бр) р

(8.89)


Последние две формулы дают возможность по заданной погрешности гидравлического расчета правильно выбрать способ расчета участка газопровода. Если действительное число отводов при соответствующем режиме оказывается больше, чем число, полученное расчетным путем по формуле (8.88) или (8.89) то расчет можно вести как для равномерного по длине отбора газа. Если же, фактическое число отводов меньше полученного по формулам, то гидравлический расчет газопровода следует вести для сосредоточенных расходов газа.

Выбор метода расчета, таким образом, определяется граничным числом отводов на расчетном участке газопровода низкого давления.

Граничное число отводов зависит от режима течения газа и допустимой (задается) погрешности расчета.

Если гидравлический расчет газопровода низкого давления с сосредоточенными отборами газа ведется по формулам, учитывающим непрерывное распределение отбора газа по длине, то погрешность расчета зависит от режима течения и числа отборов газа. Чем больше число отводов, тем меньше погрешность расчета. Погрешность расчета для одного и того же числа отводов при квадратичном законе сопротивления оказывается больше, чем при ламинарном. Это следует из выражений относительных погрешностей для таких режимов течения газа.

Гидравлический расчет наклонных распределительных газопроводов

Городские распределительные газопроводы не всегда являются строго горизонтальными. Наличие разности отметок начальной и конечной точек газопровода может оказывать заметное влияние на величину расхода газа, особенно для газопроводов с малыми допустимыми перепадами давления.

Плотность газа в распределительных газопроводах практически постоянна по всей длине и не может вызывать изменение скорости газа. Линейная скорость газа переменна вдоль распределительного газопровода низкого давления. Изменение линейной скорости газа вызвано отбором газа из газопровода. В связи с этим поток газа будет инерционным, что будет влиять на величину перепада давления.

В общем случае на перепад давления в распределительном газопроводе оказывают влияние следующие факторы: гидравлические потери на трение; разность отметок газопровода; силы инерции потока газа и местные сопротивления в газопроводе.

Для расчета перепада давления с учетом всех факторов рассмотрим дифференциальное уравнение

Перепад давления определим для равномерного и непрерывного по длине отбора газа. Расчетная схема газопровода представлена на рис. 8.19. Перепад давления на элементарном участке

apd(^)


Потери на трение (первый член справа) были подробно рассмотрены ранее для газопроводов с сосредоточенным и равномерным отбором газа. Аналитическое выражение потерь на трение остается неизменным для горизонтальных, наклонных и вертикальных газопроводов низкого давления.

Второй член справа в этой формуле определяет влияние столба газа на перепад давления. Характерно, что изменение профиля газопровода по его длине не оказывает никакого влияния на перепад давления. Это утверждение легко проверить. Пусть отметки газопровода по длине меняются произвольным образом. Тогда

Рпс. 8.19. Расчетная схема наклонного газопровода нпзкого давления»


pgdz=pgd [г (г)].

Перепад давления от разности отметок на всей длине газопровода от 0 дс

0


I будет равен

О

После интегрирования п подстановки пределов получпм = pg [2 (г) —2(0)] = Р? (г, — zL) = pg Az,

где Zj_ и г2 — отметки начальной и конечной точек газопровода.

Третий член правой части пз аналитического определения общего перепада характеризует влияние изменения линейной скорости газа на перепад давления. Здесь так же, как п в случае разности отметок, характер изменения скорости газа по длине не оказывает влияния на общий перепад давления в газопроводе. Величина общего перепада зависит от значений линейной скорости в начале и конце газопровода.

Перепад давления на всем участке наклонного газопровода будет равен


J*-ap p(-y).

После интегрирования этого уравнения и подстановки соответствующих пределов получпм

о

(8.90)

Линейная скорость газа в газопроводах низкого давления с отбором газа по пути в начале больше, чем в конце. В связи с этим пришлось поменять местами пределы интегрирования третьего члена в выражении перепада давления па участке наклонного газопровода. Этим формально объясняется появление знака минуса в формуле (8.90).

Учитывая перепады давления на местных сопротивлениях, окончательное выражение общего перепада давления на рассматриваемом участке газопровода будет иметь вид

i

С д w- dx    ,    ч

Pi Р2 = \ Л    ' ~~Q Р ~ Pg iZi Z1)

о о

г—п

и-? — U'|

-ао    —-


р2^х- -    '    (8-91)

При отсутствии отбора газа линейные скорости в начале и в конце газопровода равны между собой, т. е. и\ = w2. В этом случае перепад давления для наклонного газопровода будет равен: для ламинарного режима

г=п

2

pi - р2.=ЩЩ1 - pg (*2 - so - р 2 ^ -т;    <8-92)

г=1

при критическом режиме

г=п

0,002qQ? 3\'~ ¦ 3pl i ч V1 - «1    /о по\

Pi-P2 = —J;4.-    - pg (^2 - Si) - Р 2i ^ ~Г;    (8-93)

г=1

при турбулентном режиме в случае применения закона Б л а з и т с а

0.159 ¦ (?т'"5'°’25рг -    /    %    ¦    V? е и-?    /о п/\

Pi~ Рг =-~ Р^ (2°- ~ 21) ~ Р 2) ~2 ;    (894)


0,159 ¦ ?ф-5г°.25рг

— ,us у

г=1

при квадратичном законе сопротивления

t~u

Pl—P2 = -Jfzfi--Pg(z2 — Z1)-P 2^' I1'    ^895)

i = l

Если коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенок газопровода (переходная область турбулентного режима), то гидравлические потери на трение можно определить по формуле (8.66).

Для тупиковых участков газопровода, в которых отсутствует транзитный расход (QT = 0), перепад давления равен: при ламинарном режиме

16(?nvpZ

1=П

l6<?nvpz    ,    1    “"!    ¦    XT«- wi    /о    nci

PiPi =    -    Pg    (-2    —-1) - «Р ~f -r P 2i Sl' 2 ;    ^    -9    ^

e=i

при критическом режиме

0,00075(?nT;3v‘ V Pi-P* =-------pgx

при турбулентном режиме в случае применения закона Блазиуса

i~n

0,0577<2n’75v°’25P^    /    n    wl    "S?    «¦ wi to no\

Pi-P2= F17oDuio- PS (Ч - 4) - ap ~ P 2i T ’    (    ^

i= 1

прп    квадратичном    законе    сопротивления

'¦Qlpi ¦

6 F°-D


P?(Z!-‘'l)-KPy-rP^i|-'    (8’")

Когда в газопроводе нет транзитного расхода, весь газ отбирается по длине, п в конце газопровода расход окажется равен нулю. Поэтому линейная скорость газа в конце газопровода (и;,) принята равной нулю.

Для газопроводов с транзитными и путевыми расходами расчетные формулы будут пметь вид:

при ламинарном режиме

PiР2 = (Qt ~ 0,oQn) -- рg (z2Zj_) —

FD

i =71

(8.100)


-Сф

2 ¦ '

1 = 1

при критическом режиме

OjOOU/ON SQl r//~i    /~»    \Ю    /    лю    /    i    I

! = 1

при    турбулентном    режиме    в случае    применения

закона Блазиуса

л-л-

+    (8'102)

i= 1

при    квадратичном    законе    сопротивления

Pl — Pi= Joщп [(<?Т — п)3 — (??] -pg х

i=n

X(22-2l)-ap^^i^p 2^4-    (8Л03)

Z=1

Все расчетные формулы для газопроводов низкого давления приведены , в виде, пригодном для использования Международной системы единиц (СИ).

283

Параметры, входящие в расчетные формулы, должны выражаться в следующих единицах измерения:

давление р................. Н/м2

объемный расход Q (Qr или    Qn)...... м3

вязкость газа и............... м^/с

плотность газа р.............. кг/м3

ускорение силы тяжести g......... м/с2

геодезические отметки газопровода z ... . м

Оценим влияние инерционного слагаемого расчетных формул на конкретном примере. Для тупикового газопровода изменение давления от уменьшения скорости газа составит

APw = ар -у" •

Пусть имеем: а = 1,1; р = 1 кг/м®; wx = 10 м/с. Тогда

Да»=i,i-1^ = 50 н /М2

или

50

Лрш= g-gj- = 0,102 «бО^ 5 мм вод. ст.

Таким образом, для принятых величин давление от проявления инерционности потока увеличивается на 5 мм вод. ст. При общем допустимом перепаде давления на рассматриваемом участке, равном 50 мм вод. ст., поправка на изменение скорости составляет 10%. Эту величину, по-видимому, следует учитывать в гидравлических расчетах.

Для оценки влияния давления столба газа в наклонных газопроводах найдем изменение давления на 1 м высоты столба газа:

Если давление столба газа определять в мм вод. ст., то будем иметь

Pg

9,81


ЛР</ =

Коэффициент 9,81 и ускорение силы тяжести численно равны между собой. Поэтому оказывается, что давление на 1 м высоты столба газа, выраженное в мм вод. ст., численно равно плотности газа.

Пусть плотность газа р = 1    кг/м3. Тогда

м2

Для разности отметок, равной 10 м, перепад давления от действия столба газа составит 10 мм вод. ст. Прп движении газа по газопроводу с подъемом

необходимо преодолеть давление столба газа. При движении газа по наклонному газопроводу появляется дополнительное давление, способствующее движению газа в газопроводе.

Гидравлический расчет разветвленных и кольцевых газораспределительных сетей

Конечная цель гидравлического расчета газораспределительных сетей низкого давления — определение диаметров отдельных участков трубопроводов.

При расчете разветвленных тупиковых сетей заданными параметрами являются длина магистрали п длины ее отдельных участков и тупиковых газопроводов, а также расходы газа по участкам (транзитные и путёвые) и расчетный перепад давления. Для проведения расчета необходимы план сети и схема распределения газа. Порядок расчета тупиковых сетей следующий.    f    ^

падов давлений вычисляют перепады давлений на каждом участке газопровода:

Дп    S.20.    Схема    тупиковой    газораспределительной

ДPt = -j- h,    сетв-

где Др — допустимый перепад давления на всей магистрали; I — длина магистрали; lt — длина данного участка газопровода.

3.    Вычисляют диаметры участков газопроводной магистрали. На схеме, приведенной на рис. 8.20, магистралью тупиковой сети является участок 15. Тупиковые участки сети — это 26, 3—7 и 48. Диаметры газопроводов могут быть определены также по таблицам или номограммам.

4.    Выбирают диаметры газопроводов по стандартам и проверяют фактический перепад давления в магистрали, исходя из принятых диаметров. При значительном отклонении фактического перепада давления от расчетного необходимо изменить диаметры некоторых участков, т. е. произвести увязку сети.

5.    Вычисляют давления в узлах разветвленной сети. На приведенной схеме (см. рис. 8.20) участками сети являются точки 2, 3 и. 4. Давление в узле 4 определяется так: ру = ръ — Др4_5. Давление в следующих узлах определяется аналогично. Давления в точках 5, 6 и 8 известны. Они устанавливаются по нормам давлений на газовые приборы и нормам перепадов давлений в газопроводах от магистрали до газовых приборов.

6.    Определяют перепады давлений в ответвлениях. Для рассматриваемой схемы — это участки 2—5, 3—7 и 4—8.

7.    Вычисляют диаметры ответвлений по известным расходам и установленным в п. 6 перепадам. Если вычисленный перепад давления превышает допустимый перепад, установленный нормами и правилами проектирования, то диаметр участка определяют по допустимому перепаду.

8.    Выбирают диаметры ответвлений по ГОСТ.

Кольцевые сети состоят из замкнутых контуров. В связи с этим распределение расходов может иметь множество вариантов. В кольцевой сети на каждом участке неизвестными являются не только диаметр, но также расход и перепад давления. Порядок расчета кольцевых сетей может быть следующий.

1.    Определяют путевые расходы по участкам кольцевой газораспределительной сети.

2.    Задаются направлением газа и выбирают кратчайшие пути движения газа от точки питания к потребителю.

3.    Определяют расчетные расходы газа по участкам сети.

4.    Рассчитывают перепады давления по участкам, исходя из заданного перепада.

5.    Вычисляют диаметры участков газопроводов и выбирают диаметры по ГОСТ.

Алгебраическая сумма перепадов давлений участков газопроводов для любого замкнутого кольца должна быть равна нулю:

2 Ар = 0,

1

где п — число участков газопроводов, составляющих замкнутое кольцо.

Расчетные перепады давления

Для городских распределительных газопроводов установлены перепады давления, превышение которых не допускается. По величинам этих перепадов и заданным расходам определяются диаметры газопроводов. Нормы перепадов установлены для того, чтобы газовые приборы, питаемые газом пз газопроводов, работали под избыточным давлением газа, незначительно отличающимся от номинального.

Приборы, расположенные блнже к началу газопровода, могут иметь большее избыточное давление по сравнению с приборами, находящпмпся ближе к конечным участкам газопровода. Чем меньше перепад давления в газопроводе, тем меньше давление у газовых приборов будет отличаться от номинального, тем больше эффективность использования газа.

Избыточное давление газа в газопроводе определяется разностью абсолютного давления газа и давления атмосферного воздуха. Давление воздуха в горизонтальном газопроводе можно считать постоянным по длине; оно не оказывает влияния на избыточное давление газа.

Давление воздуха относительно наклонного газопровода изменяется по его длине, поскольку меняются отметки газопровода. В связи с этим могут измениться и величины допустимых перепадов давления.

Перепад давления в газопроводе зависит от потерь на трение, преодоления давления столба газа, изменения скорости газа и потерь давления на местных сопротивлениях и не связан с изменением давления воздуха. Но изменение давления воздуха по длине наклонного газопровода может повлиять на допустимый задаваемый перепад давления в газопроводе.

К допустимому перепаду давления для наклонных газопроводов следует подходить несколько иначе, чем эго обычно делается. Основным условием работы газопровода низкого давления по существу является то, что избыточное давление в начале газопровода не должно сильно отличаться от избыточного давления в конце газопровода. Для горизонтальных газопроводов это тождественно утверждению, что перепад давления на рассматриваемом участке газопровода не должен превышать его допустимого значения. -

Это положение легко проверить. Пусть давление газа в начале газопровода равно pi, а в конце газопровода рг. Соответственно давление воздуха будет р и р. Избыточное давление газа: в начале газопровода

Aii = Pi Pib>

в конце газопровода

Р и2 ~ Pi Pi в-

Для горизонтального газопровода plsр. Пусть допустимая разность избыточных давлений

АрИ1 = Рт Pni.

Тогда    ¦

Ар = Pui — Pwi = Pi — Pis — Pi - Р-2в= Pi — Pi,

т. e. в газопроводе допустимое изменение избыточного давления газа тождественно совпадает по величине с его перепадом давления. Для наклонного газопровода это тождество нарушается.

Если газопровод идет на подъем, то давление воздуха в любой точке газопровода в зависимости от отметки можно выразить в виде

Рв = Р1ъ— Рз^(- — 2х).    .

Давление воздуха в конце газопровода

Piв = Pla PbS ("2    2l)    •

Поэтому допустимая разность избыточных давлений для газопровода с подъемом (^ < z2) будет равна:

АриPul Ри2 = Pi PlB Pi —Г Pib Peg (zi zl)=

— Pi Pi PbS (zi zl)-

Из последнего выражения можно определить допустимый перепад давления в наклонном газопроводе. Он будет равен:

рх — р0_ = ДраpBg(:2 — Zi).    (8.104)

Допустимое изменение избыточного давления дается в различных литературных источниках по газоснабжению как допустимый перепад давления в горизонтальных газопроводах. Пз формулы (8.104) следует, что допустимый перепад давления для наклонного газопровода (с подъемом) низкого давления может быть увеличен по сравнению с нормами на величину, равную произведению

Pngfc —-l).

Прп этом перепад давления в газопроводе определяется по формулам, приведенным ранее.

Если газопровод идет под уклон, то давление воздуха относительно газопровода будет увеличиваться по его длине. Давление в любой точке газопровода в зависимости от отметки составляет

Рв=Р1в-Ре?(-1 — z).

Давление воздуха в конце газопровода

Ргв — Pis~r PbS (zi zi)-

Допустимая разность избыточных давлений для наклонного газопровода ДРи = Ри1 ' Рп1 Pi PiB Рг ~ Pib ~г + Рвё (Zi — 2,) 1 — Рг — Рвё (Zi — z2),

откуда допустимый перепад давления в газопроводе с уклоном (при гг > z2) будет

p1 — p2-=^pa-psg{z1 г,).    (8.105)

Из выражения допустимого перепада следует, что в газопроводе с уклоном (zx > z2) табличное значение перепада следует уменьшить на величину

pBg(z1 — z2).

Физическое объяснение изменения перепадов давления в наклонных газопроводах можно дать еще следующим образом. Допустим, что давление воздуха относительно наклонного газопровода не меняется, т. е. давление воздуха постоянно по всей высоте наклонного газопровода. Тогда перепад давления в газопроводе совпадает с допустимым изменением избыточного давления.

Из этого следует, что допустимый перепад не зависит от действия столба газа, который создает дополнительное изменение перепада и избыточного давления наряду с потерями на трение, на местные сопротивления и на изменение линейной скорости газа.

В реальных условиях давление воздуха по длине газопровода, идущего на подъем, будет снижаться. Это приведет к уменьшению различия избыточных давлений в начале и в конце газопровода. Поэтому, чтобы оставить одно и то же значение разности избыточных давлений, надо увеличить перепад давления. Соответственно, если имеем газопровод, идущий под уклон, то перепад давления необходимо уменьшить.

Если не увеличивать перепад давления в газопроводе, то давление газа вдоль газопровода с подъемом будет выравниваться.

В газопроводе с подъемом можно также снижать давление в начале участка ла величину pBg (z2—zx), если не увеличивают перепад давления.

По допустимым перепадам давления и известным расходам газа можно определить диаметры газопроводов. Выбор расчетных формул будет зависеть от режима течения газа.

Определение расходов по элементам сетей

Выбранные по стандарту диаметры газопроводов обычно отличаются от расчетных значений. В связи с этим перепады давлений на участках газопроводной сети будут отличаться от заданных величин.

Для кольцевой сети может оказаться, что алгебраическая сумма перепадов давлений по замкнутому контуру не будет равна нулю. Кольцевая сеть должна удовлетворять двум условиям:

1)    в каждом узле сети алгебраическая сумма расходов газа должна быть равна нулю (поступление газа к узлу учитывается со знаком плюс, а выход газа из узла — со знаком минус);

2)    для каждого замкнутого контура алгебраическая сумма перепадов давлений на участках, составляющих контур, должна быть равна нулю.

Первое условие обычно легко выполняется. Выполнение второго условия требует проведения специальных расчетов (увязки сети).

Алгебраическая сумма перепадов давлений по контуру, имеющая некоторую величину Лрк, называется невязкой. Добиться в процессе расчета нулевой невязки весьма трудно, поэтому расчет ведется до некоторой допустимой величины невязки, определяемой точностью расчета.

Устранение невязок производится методом постепенного приближения с последовательным уменьшением невязок до заданной допустимой величины.

Увязка газовой сети состоит в проведении по замкнутым контурам, сети расходов, называемых увязочнымп, которые уменьшают невязки внутри контуров. Величина увязочного расхода зависит от величины невязки перепада давления в контуре. После проведения увязочных расходов и определения перепадов давлений в контурах приступают к следующему циклу увязки.

Обычно используются два метода увязки. По методу В. Г. Лобачева в цикл увязки включаются все кольца. В каждом кольце определяется и проводится свой увязочнып расход. Для каждого участка определяется поправка к расходу, равная алгебраической сумме увязочных расходов, примыкающих к участку с двух сторон колец.

По методу М. М. Андрияшева увязочные расходы проводятся не одновременно во всех кольцах, а последовательно в зависимости от величины и знака невязок.

Задачи технико-экономического расчета газораспределительных сетей.

Повышение пропускной способности сетей

При проектировании распределительных газопроводов обычно известно территориальное размещение величины нагрузок газопотребителей. Поэтому следует обосновывать и выбирать расположение газопроводов и их диаметры. По металло- и капиталовложениям наиболее выгодной оказывается разветвленная газовая сеть. На закольцованную сеть затрачивается больше металла. Однако кольцевание сети обеспечивает большую надежность газоснабжения.

Расчет на минимум затрат металла и капиталовложений рекомендуется производить только в пределах данной кольцевой или разветвленной сети. Выбор типа сети производится с учетом надежности.

Технико-экономический расчет содержит решения некоторых вопросов.

Экономическая эффективность газовой сети зависит от числа и расположения газораспределительных пунктов. Местоположение ГРП, определенное из условий минимума капиталовложений, смещается в сторону больших потоков газа.

Стоимость газовой сети может быть снижена путем соответствующего распределения допустимого перепада давления. Для разветвленных сетей в некоторых случаях может оказаться более выгодным допускать большую долю общего перепада на конечные участки сети.

Для симметричной кольцевой сети с расположением газораспределительного пункта в ее центре оптимальный перепад давления растет от центра сети, достигает максимума и затем снижается к конечным участкам сети.

Конечная цель технико-экономического расчета — определение диаметров всех участков газораспределительной сети.

Разработаны технико-экономические расчеты для тупиковых и кольцевых газораспределительных сетей, для сетей нпзкого, среднего и высокого давлений

В процессе эксплуатации газораспределительных сетей возможно подклю чение новых потребителей газа, не предусмотренных при проектировании сети-В результате скопления конденсата или пыли пропускная способность газопроводов может уменьшиться. Чтобы повысить пропускную способность сетей при засорении, надо очистить газопроводы от пыли и удалить конденсат.

Повышение пропускной способности газораспределительной сети может быть достигнуто путем подключения дополнительных газораспределительных пунктов, а также за счет прокладки новых газопроводов, лупингов и вставок. Увеличение пропускной способности газораспределительных сетей можно получить путем увеличения давления в газопроводе или повышения допустимого перепада. Выбор способа увеличения пропускной способности зависит от конкретных условий газовой сети.

Гидравлический расчет вертикальных домовых газопроводов

Гидравлический расчет внутренних горизонтальных газопроводов жилых и общественных зданий производится по тем же формулам, по которым рассчитываются распределительные газопроводы низкого давления. Вертикальный газопровод (стояк) следует рассматривать отдельно и перепад в нем принимать независимо от перепада в горизонтальных газопроводах.

Рис. 8.21. Схема для расчета вертикального газо


При эксплуатации внутридомовых распределительных газопроводов замечалось, что на верхних этажах газовые приборы работают лучше. Особенно это касается высоких домов, где газовые приборы находятся в различных условиях по высоте. Прп соответствующем расчете и подборе размеров труб можно создать практически одинаковые условия работы газовых приборов на всех этажах.

Выбор расчетных формул при равномерном по длине отборе газа

Пусть в вертикальный газопровод (рис. 8.21) диа-

провода с равномерным и метром D и высотой Н поступает газ с объемным расхо-

иепрерывным отбором    г    -    г

газа.    дом    Q.    1    аз    подается в вертикальный газопровод снизу.

Весь газ равномерно отбирается по высоте газопровода. Отбор газа на единицу длины газопровода

?=!-.

Для данной расчетной схемы транзитный расход в газопроводе отсутствует (<?т = 0).

Расход газа в любой точке газопровода

н

где z — переменная координата рассматриваемой точки газопровода.

Движение газа в вертикальном газопроводе описывается дифференциальным уравнением

(f)


llL-ad


-gdz-k-f ¦?=().


Поскольку абсолютное давление газа в вертикальном газопроводе изменяется незначительно, с очень малой погрешностью можно принять плотность


газа постоянной величиной (р = idem). Линейная скорость газа по высоте газопровода вследствие его отбора является переменной величиной.

Выразпм линейную скорость газа через объемный расход

тде F — площадь поперечного сеченпя газопровода. Переменная 5 изменяется от нуля до Н.

Коэффициент гидравлического сопротивления выразим в общем виде

/ — А

Rem '

Подставив выражения линейной скорости и коэффициента гидравлического сопротивления в дифференциальное уравнение, получим

dp~apd^)~pgdz^    (i--^-)2dz = 0.

Чпсло Рейнольдса выразпм через объемный расход

,    Re.i??_?4(l-^

v v F \ Я

Перепишем дифференциальное уравнение с учетом нового выражения числа Рейнольдса

dp - ар d    pg dz -    mv^(1 - if)2~mdz --- 0.    (8.106)

Проинтегрируем выражение (8.106) от рг до р2 п от 0 до Н.

Лпнейная скорость в начальной точке равна il\, а в конечной — нулю:

Г dP ~ “Р ld ("У ) “ PS \ dZ~    -    j(l-jf)2mdz = °-

УI    и    1    О    О

После пнтегрпрованпя п подстановки пределов полним

Pi - Р-2 =    + 9gH°Р ^ + АР><-    (8.107)

Формула (8.107) выражает перепад давления в вертикальном газопроводе с равномерным отбором газа по высоте для различных режимов течения газа: для ламинарного р е ж и м а = 64: т = 1)

Pi — P-i^-^yj^ + Pgn — ар-у- + Дрм;    (8.108)

для критического режима = 0,0025; т = ^

0,0015<2    3pFIx    3    . тт    j *    /о .j пси

Pi —Рг =---Ь Р?Я“ «Р “Г- + АРм!    (8.109)

4F ' *D •s    -

для    турбулентного режима в случае    применения

закона    Б л а з и у с а (А = 0,3164; тп = 0,25)

Г) 1,75л ТТ\'0,2Ъ    ...2

Pi~Pt = 0,0о77 pi?D1M + pgff-ctp-^ + Aj?M,    (8.110)

где А/>м — перепад давления от местных сопротивлений.

При малых скоростях течения газа инерционным членом можно пренебречь. Тогда получпм: для ламинарного режима

Pi-Po^-^^ + PgH -г1ры;    (8.111)

д л я к р и т и ч е с к о г о р е ж и м а

0,0015<?,/зрЯ\'-1/5гг . .

Pi —Рз =---~№Н~^Р*'    (8.112)

для турбулентного режима в случае применения закона Блазпуса

0.0577(2175рЯг°’25    1 гг    .    ,п , .

Рг-Рь =---г QgH    — Дрм.    (8.113)

Перепад давления от местных    сопротивленца    определяется по формуле

i=l

Для квадратичного закоиа сопротивления

. _    0,11    (—)0,25^ря

Рг — Р2^=Ш>--'rpgH-\pv,    (8.114)

Вывод расчетных формул при сосредоточенном отборе газа

Не всегда вертикальные домовые газопроводы можно рассматривать как газопровод с непрерывным и равномерным распределением отбора газа. Для малоэтажных зданий будет допущена погрешность в расчетах и в этом случае вертикальные газопроводы следует рассматривать как газопровод с сосредоточенным расходом газа.

Расчетная схема газопровода с сосредоточенным отбором газа представлена на рис. 8.22.

Диаметр газопровода принимаем постоянным по всей высоте. Все участки газопровода между отборами газа равны между собой. Начальный участок принимаем такой же длины, как и остальные участки. Отборы по всем этажам считаем одинаковыми. Общий расход газа составляет: Q = qn (где п — число отборов, равное числу этажей).

Определим перепады давлений по отдельным участкам вертикального газопровода:

A (gny--m\-moh .    ,

Pi Pi 0ГЪ~тГ)1-тт    ’

¦2F2-mDi-

A fqnq)*~m\mph ~    9 f2-m pi+m

+ P gfy + pgh'>


Pl-?2: р[ — Рз =


A (qn2q)2~m\'tnpk

2f2-mpi+n

A [an(n— 1) q]2~mxmph

¦ 9Ф-


Pr.-l — Pi


Просуммируем перепады по всем участкам п получим перепад на всем газопроводе:

Pi - Pi =    (12_m    -    -2~т    - 38_т ^ • ¦ • - п*~т) ~ рМ-1

вм

Учитывая потерп на местные сопротивления и проведя некоторые преобразования, из последнего выражения по- p„-z лучаем

AQ2~rrl\TnpH



( ) t-m 9 2

•If 2-m?)i-rr.n3-m V1    “

n2~m) OgH — A pit.


• • ¦ +


Pl—P2:


(8.115)


Формула получена без учета инерционности потока. pt Влияние скорости можно учесть, если вычесть пз правой частп поправку на скорость,    которая в случае сосредото-    рцС. 8.22. расчетная

тгр тйгттпг'о Атпг»т1С1 rinp тт я    схема вертикального

Ч6НЫ010 ОТООрВ. раВНа    газопровода с сосре

доточенным отбором газа.


Q--4-

2f2


A p.j, = ар


Рассмотрим частные случаи различных режимов, для которых расчетные формулы прп сосредоточенных расходах будут иметь вид: для ламинарного режима


16 QvpH n — l FD- n~


(8.116)


¦pgtf+ ApM;


Pi — iV


для критического режима 0,0025<?,;iv-Vsptf

(I’,» —27/ = -r. . . + n7/*)-f pg-#-f-Ары; (8.117)

Pi— P2=-


IF’• Юг- “я”


для турбулентного режима в случае применения закона Б л а з п v с а

0.3164 (?1,75У0,25рД’

Pi Pi'-


2/"!,75/^1,25^2,75

Перепад давления, вычисленный по формулам для сосредоточенного отбора. оказывается несколько больше перепада давления, вычисленного при равномерном распределении отбора.

С увеличением числа сосредоточенных отборов результаты расчета сближаются. При неограниченном увеличения числа отборов расчетные выражения перепадов давления совпадают. Такие же выводы можно сделать, если проанализировать расчет вертикальных газопроводов для других режимов течения газа.

Расчетные формулы для ламинарного режима при непрерывном и сосредоточенном отборах газа отличаются множителем, величина которого зависит только от числа отборов. Таким образом, выбор расчетных формул не зависит от величины отборов и расстояния между ними, а определяется только числом отборов. Этот вывод распространяется и на формулы для других режимов течения газа.

Из сравнения расчетных формул для непрерывного и сосредоточенного отборов газа следует, что при расчете по формуле для непрерывного отбора газа

получается несколько заниженный перепад давления.

рис. 8.23. Погрешность прп расчете перепада давления на трение в вертикальном распределительном газопроводе для непрерывного отбора газа. I — для квадратичного закона трения; 2 — для ламинарного режима.


Установим область применения расчетных формул. Ясно, что формулы для сосредоточенного отбора газа применимы в любом случае. Для этого надо суммировать числовой ряд с элементами в дробной степени.

При расчете перепада давления в газопроводе по формулам для непрерывного отбора газа по высоте вертикального газопровода будет получаться некоторая погрешность.

Относительную погрешность определим как разность перепадов от преодоления гидравлического сопротивления, вычисленных по формулам для сосредоточенного и равномерного распределенного отбора газа, отнесенную к величине перепада давления только от трения, определенного по формуле для сосредоточенных отборов газа:

6Р = 1 —

(8.119)

где бр — относительная погрешность; т. — характеристика режима течения газа; п — число этажей.

Для ламинарного режима = 1) выражение относительной погрешности упрощается:

(8.120)

га — 1

0) трения (8.121)


Для турбулентного режима в зоне квадратичного закона относительная погрешность

2га2

1

(га —1) (2га —1)

По формулам (8.120) и (8.121) вычислена относительная погрешность в зависимости от числа этажей дома. Данные расчета использованы для построения графиков на рпс. 8.23. Кривые построены для двух крайних случаев: ламинарного режима и турбулентного режима для квадратичного закона трения.

Можно ожидать, что еслп построить кривые для других режимов, то они пройдут между линиями 1 и 2.

По числу этажей можно определить погрешность расчета потери давления на тренпе. а по заданной величине относительной погрешности — установить число этажей, прп котором допускается производить расчет по формулам для непрерывного отбора газа.

Аналитическое выражение относительной погрешности показывает, что с увеличением числа этажей погрешность убывает. Это следует и из приведенных графиков. Особенно велика погрешность прп малом числе этажей.

Погрешность расчета в данном случае относилась к перепаду давления от гидравлического сопротивления (тренпя). Еслп отнести погрешность к общему перепаду гр.2) с учетом разностп отметок и местных сопротивлений, то относптельная погрешность будет пметь меныпие величины.

Физическое объяснение работы распределительных вертикальных домовых газопроводов

Работа распределительных вертикальных газопроводов состоит из двух этапов. Во-первых, это транспорт газа от нижнего конца газопровода к верхнему, п, во-вторых, это распределение газа по этажам.

Двпженпе газа внутри газопровода определяется только параметрами газа и характеристикой газопровода и не зависит от состояния окружающей среды. Перепад давления в газопроводе определяется потерями на трение по длине, местными сопротивлениями (напрпмер. отводы по этажам) и перепадом давления на преодоление столба газа.

Характеризуя состояние газа в газопроводе, следует пользоваться абсолютными давлениями. Использование избыточного давления для этой цели может привести к значительной путанице и неправильным выводам.

Из приведенных расчетных формул для вертикального газопровода следует, что давление газа в нижней точке всегда больше, чем в верхней. Физически это значит, что для подачи газа с нижнего этажа на верхний необходимо затратить энергию, которая идет на покрытие гидравлических сопротивлений по длине, местных сопротивлений и подъем газа. В связп с этим перепад давления зависит только от этих факторов. Таким образом, перепад давления в вертикальном газопроводе никак не связан с состоянием окружающей среды (с воздухом). Перепад давления нельзя определить.еслп давление в начале и в конце вертикального газопровода выражать как избыточное.

Истеченпе газа в газовых приборах будет зависеть от разности давлений газа в газопроводе и воздуха вне газопровода. Давление газа так же, как и давленпе воздуха, меняется с изменением высоты. Поэтому перепад давления должен зависеть от координаты рассматриваемой точки по высоте газопровода, т. е. от этажа дома.

Плотность воздуха значительно больше плотности природного газа. По высоте газопровода статическое давление воздуха уменьшается быстрее, чем статическое давление газа. В связи с этим возможны случаи, когда избыточное давленпе газа на верхних этажах может оказаться больше, чем на нижних. Это явление часто наблюдается прп эксплуатации домовых газопроводов.

Обоснование расчетного перепада давления

Расчетный перепад давления в вертикальном домовом газопроводе можно обосновать пз физических соображений. Давленпе воздуха гак же, как и давление газа, изменяется по высоте газопровода. Наплучшпм условием для

работы газовых приборов на всех этажах будет такое, прн котором избыточные давления газа будут одинаковы.

Величину избыточного давления Ар на всех этажах можно легко обеспечить одинаковой, если скорость изменения давления газа в газопроводе будет равна скорости изменения давления воздуха. Это эквивалентно условию, при котором перепад давления газа в газопроводе равен изменению статического давления воздуха по высоте газопровода.

На рис. 8.24 представлен график изменения давления газа и воздуха по высоте газопровода. Сплошными линиями показано изменение давлении, когда избыточное давление газа увеличивается по высоте. Если давление газа будет изменяться по высоте газопровода так, как это указано пунктирной

линией, то избыточное давление будет оставаться постоянным.

999Z    /0000    р, мм Вод. ст.


Исходя пз приведенных соображений, расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе следует принимать равным

Рх —Рг — 9ьёН,

где рг и р2 — абсолютное давление газа в нижней и в верхней точках газопровода; рв — плотность воздуха; g — ускорение силы тяжести; Н — высота газопровода.

Принятый перепад давления не следует включать в установленные нормы допустимого перепада в домовых газо-

Рис. 8.24. Изменение давления газа в верти- проводах. Величина ЭТОГО перепада ПО-кальном газопроводе.

I - атмосферное давление; 2 - давление га- ЯВЛЯвТСЯ дополнительно ТОЛЬКО В резуль- -за; зизбыточное давление.    тате изменения давления воздуха. Весь

перепад давления, допускаемый на домовую разводку, следует распределять на всю разводку, исключая вертикальный газопровод.

Если предположить, что на всех этажах установлено одинаковое число газовых приборов с одной и топ же нагрузкой, то расчетный перепад для этажей будет одинаковым. Обозначим его через Арэ.

Давление газа в любой точке вертикального газопровода

'    '    '    '    Pz    = Px — pBgz,

Тде Pi — давление газа в начале вертикального газопровода.

Учитывая перепад давления на трубопроводной разволке газа, найдем его давление в конце газопровода на каждом этаже:

Рэ = Рг — ^Рэ = Р1 — Рз?2 — Дрэ.    ¦!

Избыточное давление в конце горизонтальной разводки на каждом этаже

Ря.э = РэРц—Рх PbSz Ар $ (Pib' PBgz) = Рх Рхв Арэ.

Из последнего выражения следует, что избыточное давление газа на каждом этаже определяется только постоянными величинами: давлением газа и воздуха в начале газопровода и допустимым перепадом давления на каждом этаже. Таким образом, если принимать перепад давления в вертикальном газопроводе

равным изменению давления воздуха по высоте газопровода, то этим будет обеспечено одинаковое избыточное давление в газопроводах на всех этажах,, что в свою очередь обеспечит равномерную работу всех газовых приборов.

Перепад давления, равный изменению давления воздуха по высоте газопровода, можно принимать прп использовании природного газа, плотность которого значительно меньше плотности воздуха. При одинаковой плотности газа и воздуха допустимый перепад давления в вертикальном газопроводе следует-принимать большим по сравнению с изменением давления воздуха на той же-высоте газопровода.

Разность между перепадом давления газа в вертикальном газопроводе и изменением давления воздуха следует включать в общую норму перепада давления на домовую разводку. Этот случай возможен при снабжении потребителей сжиженным газом.

Определение диаметра вертикального домового газопровода

Перепад давления в вертикальном ломовом газопроводе при равномерном отборе газа определяется по формуле (8.107). Как было установлено вышег расчетный перепал давления следует принимать равным изменению давления воздуха на этой высоте. Учитывая это. получпм

Pi — Pi = P,gH

А

Qt-mxmpH


f p gH + Ap„‘


Влиянием изменения скорости в последнем выражении пренебрегаем’» Диаметр газопровода определится из последнего условия:

1


A


(8.122),


D =


2 (3 —m)


[Eg (pB — p)~ Aj3„]


Q2-mxmpff


В случае сосредоточенных отборов газа диаметр вертикального газопровода будет равен

1

(8.123>



ft \ 2-m


2 -7- Г [(Рв-Р)shn


Akq2~mxmp (i2-mjr22~mjr .


p) ghn — &pu]


где q — расход газа в сосредоточенных отборах по этажам; п — число этажей; рв — плотность воздуха; р — плотность газа; Q — расход газа в начальной, точке вертикального газопровода.

По формулам (8.122) и (8.123) можно определить диаметры вертикальных газоироводов для различных гидравлических режимов при равномерных ила: сосредоточенных отборах газа.

Гидравлический расчет домовых газопроводов, когда плотность газа больше плотности воздуха

В принципе гидравлический расчет газопроводов одинаков для газов любое плотности. Все расчеты ведутся по одним и тем же формулам. Однако при раз--личных соотношениях плотностей газа и воздуха гидравлический расчет вертикальных домовых газопроводов будет производиться по различным допустимым перепадам давления.

Если плотность газа меньше плотности воздуха, что возможно прп использовании природного газа, то допустимый перепад можно принимать равным изменению давления воздуха (pBg!f). Эта величина перепада не связывается с нормой допустимого перепада в домовых газопроводах.

Использование сжиженных газов или смеси паров сжиженных газов с воздухом накладывает свои особенности на выбор допустимого перепада давления. В этом случае плотность газа больше плотности воздуха. В связи с этим перепад давления в вертикальном газопроводе всегда оказывается больше изменения давления газа. С этим фактором связаны два обстоятельства. Во-первых, при плотности газа, большей плотности воздуха, и направлении движения газа снизу невозможно добиться одинакового избыточного давления газа на всех этажах. Во-вторых, величину допустимого перепада давления следует включать в общую норму перепада давления на домовую разводку.

Практически одинаковое давление на всех этажах прп плотности газа, большей плотности воздуха, можно обеспечить путем направления газа в вертикальном газопроводе сверху вниз. Статическое давление газа от верхней точки газопровода будет нарастать быстрее, чем статическое давление воздуха.

Давление газа в нижней точке газопровода

Р°=Р1 + РёН,

соответственно давление воздуха

Р%Ъ Pl3 ~ PvgH,

где р1 и рг — давление газа в верхней п нижней точках газопровода; р и р — давление воздуха на уровне верхней и нижней точек газопровода.

Отсюда следует, что давление газа по сравнению с давлением воздуха больше на величину

Ар = gU (р — рр).

Это дополнительное приращение давления газа можно компенсировать потерями на трение соответствующим подбором диаметра вертикального газопровода. При этом условии будет обеспечено одинаковое избыточное давление газа на всех этажах.

Примеры расчета вертикальных домовых газопроводов

Пример 8.7. Обоснователь выбор расчетной формулы для гидравлического расчета вертикального газопровода для девятпэтажного дома. Прп движении газа наблюдается ламинарный режим течения. Допустимая погрешность расчета перепада давления от трения не должна превышать 10%.

Решение. Из формулы (8.120)

определяем число этажей, прп котором можно производить расчет по формулам для непрерывного отбора с погрешностью определения потерь на трение до 10% ,

» = -зг- — 1= -^т —1 = 10 —1 = 9. о р    0,1

Таким образом, по формулам лля непрерывного отбора газа, по которым рассчитывается вертикальный газопровод для девятпэтажного дома, допускается относительная ошибка, равная 0,1 (10°о). Для более точного расчета необходимо применять формулы для сосредоточенного отбора газа.

Пример 8.8. Определить расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе девятиэтажного дома (// = 27 м). По газопроводу подается природный газ плотностью 0.7 кг/м3.

Решение. Поскольку плотность воздуха больше плотности газа, то-перепад давления следует принять равным изменению давления воздуха, т. е.-

Ар = P~gH — 1.29-9.81 • 27 = 342 Н/м2 = -^- = 35 мм вод. ст.

У »о 1

Пример 8.9. Определить перепад давления в вертикальном газопроводе (без учета потерь на местные сопротивления) пятиэтажного дома. Высота этажа. h — 3 м. Плотность газа р = 0.7 кг/м3.

Решение. Общая высота газопровода составляет

Н = hn = 3¦ 5 — 15 м.

Поскольку плотность газа меньше плотности воздуха, расчетный перепад давления в вертикальном газопроводе можно принять равным изменению давления воздуха:

т    1.29-9,81-15    , п ,

8^1-^- = ^-=-?81-= 19.4 мм вод. ст.

Таким образом, перепад давления только в вертикальном газопроводе можно принять равным 19 мм вод. ст.

§ 6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦПП II ИХ ОБОРУДОВАНИЕ

В конце магистрального газопровода пли на отводе от магистрального газопровода в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть города, населенного пункта или промышленного предприятия сооружается газораспределительная станция.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для выполнения следующих операций:

1)    приема газа из магистрального газопровода;

2)    очистки газа от механических примесей:

3)    снижения давления до заданной величииы:

4)    автоматического поддержания давления на заданном уровне;

5)    распределения газа по потребителям:

6)    измерения количества газа.

Кроме того, на ГРС может осуществляться одоризация газа.

Для обеспечения надежной п бесперебойной работы оборудования и приборов ГРС. а также газовых приборов потребителей газ, поступающий из магистрального газопровода, проходит через пылеуловители и фильтры, очищаясь от пыли, песка, влаги и пр.

На ГРС предусматривается защита трубопроводов от недопустимых повышений давления. С целью отключения участков газопровода, отдельных узлов ГРС и полностью ГРС устанавливаются запорные устройства — задвижки и краны.

На выходе газораспределительной станции, а также между ступенями реду-цирования имеются пружинные предохранительные клапаны, которые отрегулированы на срабатывание прп соответствующем давлении.

На газопроводах, рассчитанных на давление газа от 0.5 до 2,8 кгс/см3, устанавливают специальные пружинные клапаны типа СППК1, а на газопроводах, рассчитанных на давление газа до 16 кгс/см2. — клапаны типа ППК2.

Устройство клапана СППШ представлено на рпс. 8.25. Настройка клапана на необходимое давление осуществляется с помощью пружины. Выход газа яз газопровода в случае срабатывания клапана происходит через специальные

газопроводы (свечи), которые выводятся за пределы здания и не менее чем на 2 м выше крыши здания.

Рис. 8.25. Специальный предохранительный клагган СПЛШ. 1 — корпус клапана; 2 — клапан; 3 — шток; 4 — пружина;

5    — втулка для регулирования;

6    — выходной патрубок; 7 — -седло клапана; 8 — входной

патрубок.


Два раза в год клапаны проверяют на срабатывание путем искусственного повышения давления газа.

Для учета количества газа на выходе газораспределительной станцип служат измерительные устройства. Напболее широкое распространение на ГРС получили поплавковые дифманометры-расхо-домеры с ртутным заполнением ДП-430. Используются также мембранные дифманометры типа ДМ и ДМПК-100. Дифманометры работают вместе с сужающим устройством (диафрагмой).

Количество газа при давлении до 1 кгс/см2

объемном расходе до 1000 м3/ч можно измерять с помощью объемных счетчиков тппа PC.

Регулирование давления газа

Для поддержания давления на заданном уровне на ГРС устанавливаются автоматические регуляторы. По способу действия они делятся на регуляторы прямого и непрямого действия.

Регуляторы состоят из регулирующего клапана, чувствительного п управляющего элементов.

На ГРС шпроко применяются пневматические изодромные регуляторы 04-МСТМ-410 и пропорциональные регуляторы типа РД в комплекте с мембранными регулирующими клапанами.

Регуляторы тппа РД просты по конструкции, надежны в работе, устойчивы против внутреннего обмерзания и засорения сопла. Пропорциональный закон регулирования в приборе достигается за счет пропорционального перемещения заслонки относительно сопла.

Схема регулятора представлена на рис. 8.26. Работа регулятора основана на использовании деформации одновитковой пружины, которая при раскручивании воздействует на пневматическую систему. Манометрическая пружина 3 является чувствительным элементом измерительного устройства. В регуляторе имеется также механизм ручного задатчпка 4 п механизм пневматического преобразования. Работа регулятора протекает следующим образом. Увеличение или уменьшение регулируемого давления вызывает перемещенпе вправо пли влево свободного конца манометрической пружины, чго приводит к перемещению заслонки 5 относительно сопла 6. Прп этом заслонка поворачивается вокруг передвижной осп 7 н прижимается к соплу прп помощи пружины. К соплу 6 подводится сухой очищенный воздух плп газ с давлением 1,2—

1,4 кгс/см2 после редуктора (редуктор н фильтр поставляются комплектно с регулятором). Расход воздуха (газа) на один регулятор составляет примерно 0,5—0,7 м3/ч). Давление воздуха (газа), поступающего к регулирующему клапану. увеличивается прп закрытии заслонкп и уменьшается прп открытии ее. Задатчиком 4 устанавливается то давление, которое должен поддерживать регулятор.

Дпапазон регулирования (пропорциональности) устанавливается путем

8. на которой также закрепляется

Рпс.

S.27. Стальной регулирующий клапан с мембранным приводом.


пзменения положения осп у в прорезн платы сопло. Прп перемещении оси вверх чувствительность регулятора повышается, прп движении оси вниз — чувствительность уменьшается (предел пропорциональности увеличивается). Для регуляторов типа РД предел пропорциональности составляет 3—5?о. Давление воздуха (газа) перед соплом и выходное давление контролируются двумя манометрами. Поскольку регулятор выпускается бесшкальным. то для удобства его настройки на ГРС обычно устанавливают вблизи регу-


S.26. Пневматический

регулятор давления тппа РД. 1 — дроссель; 2 — подвижный упор; з — манометрическая пружина; 4 — задатчик; о — заслонка; 6 — сопло; 7 — ось; 8 — плата.


Рпе


лятора манометр, по которому контролируют величину регулируемого давления. Регулятор может быть построен как на прямое, так и на обратное действие. На рпс. 8.26 изображена принципиальная схема регулятора, работающего на режиме прямого действия (повышение давления газа вызывает увеличение давления после регулятора). Перестройка регулятора достигается за счет перестановки на правую сторону сопла, передвижной оси и пружины. В этом случае увеличение давления газа до регулятора вызовет уменьшение давления после регулятора.

На ГРС регулятор устанавливают в помещениях с положительной температурой. При наличии хорошо осушенного газа можно устанавливать регуляторы при отрицательной температуре окружающей среды.

¦НШНкйа

В качестве исполнительных механизмов в комплекте пневматических регуляторов на ГРС применяют регулирующие клапаны с мембранным приводом (рис. 8.27). При изменении сечения проходного отверстия клапана изменяются величина гидравлического сопротивления и давление на выходе клапана. Перестановка клапана из одного положения в другое достигается за счет-действия командного газа на мембрану. При увеличении давления газа, действующего на мембрану сверху, пружина мембранного привода сжимается, и шток регулирующего клапана опускается. При уменьшении давления газа шток регулирующего клапана поднимается. Полное перемещение штока регулирующего клапана из одного крайнего положения в другое происходит прп изменении давления в надмембранном пространстве от 0,15 до 0,95 кгс/см^ с отклонением ±0,05 кгс/сма. Регулирующие клапаны изготовляют двух типов: ВО — воздух открывает, при подаче воздуха в мембранно-исполнительный механизм (МИМ) регулирующий клапан открывается: ВЗ — воздух закрывает, при подаче командного воздуха в МИМ регулирующий клапан закрывается. На ГРС применяют регулирующие клапаны типа К, 25с48нж н 25с50нж, а также клапаны типа ПРК и УКС, используемые в основном в схемах автоматического управления ГРС.

Мембранный привод регулирующего клапана состоит из верхней 11 и нижней 12 крышек, между которыми плотно зажимается болтами резиновая мембрана. Под мембраной расположен металлический диск 10. связанный со штоком 8 и прижимаемый к мембране при помощи пружины 9. Регулировка натяжения пружины производится при помощи втулки 7, ввернутой в корпус исполнительного механизма. Усилие от резьбовой втулки на регулировочную пружину 9 передается через подшипник 14 и опорное кольцо 13. Шток привода и шток регулирующего клапана соединены между собой резьбовой втулкой 5. Корпус исполнительного механизма крепится к верхней крышке 20 корпуса регулирующего клапана посредством болтов 4. Верхняя 20 и нижняя 22 крышки регулирующего клапана крепятся к корпусу 1 болтами 23 и 3. В верхней крышке имеется сальниковое устройство, состоящее из грундбуксы 16. втулки 18, накидной гайки 15 и сальника 17. Сальниковое устройство обеспечивает герметичность регулирующего клапана и снижает трение при перемещении штока. Внутрь сальника при помощи лубрикатора 19 периодически подается смазка для предупреждения высыхания сальниковой набивки. В нижней крышке 22 имеется сливное отверстие с пробкой 24. Для наблюдения за положением клапана на штоке укреплен указатель 6. В корпусе регулирующего клапана установлены седла 2 и золотники 21.

Регулирующие клапаны выбирают в зависимости от давления и расхода газа. При расчете производительности клапанов определяется коэффициент производительности С при полном открытии клапана.

Для определения коэффициента С необходимо иметь следующие данные:

1)    максимальную и минимальную часовую производительность;

2)    плотность газа прп стандартных условиях;

3)    давления перед клапаном и после него.

Коэффициент С вычисляется по формулам:

С =

(при р.2 > 0,5/^);


Q



Парка клапана

.V еловнып диаметр, мм

К

ПРК

УКС-64

2ос48нж и 2 5с5 0нж

6

0,3

0,10; 0,16; 0.25

9

-

0,7

15

5

0,40; 0,64; 1,00

20

8

25

14

1,60; 2,50

3,5; 6.5; 10,5

40

32

50

50

26; 40

80

100; 80

87; 100

100

210

160

125

250

150

425

360

200

640

где р± п р,давления до клапана и после него в кгс/см2; Q максимальный объемный расход газа прп нормальных условиях в м3/ч; р — плотность газа прп стандартных условиях (t = 2O' С п р = 760 мм рт. ст.): Z — коэффициент сжимаемости; t — температура газа перед клапаном в :С.

По вычисленному коэффициенту производительности С для максимального расхода по табл. 8.5 находится ближайший условный диаметр выбранного типа регулирующего клапана.

Если регулирующий клапан должен работать в условиях значительного изменения расходов, то коэффициент С вычисляется также для минимальной нагрузки.

Применяемые на ГРС регуляторы типа 04-МСТМ-410 и РД в комплекте с мембранным регулирующим клапаном не обеспечивают необходимой надежности работы. Регуляторы не приспособлены к длительной работе без частых осмотров п подстроек.

Основные недостатки мембранных регулирующих клапанов:

1)    неустойчивая работа прп болыппх перепадах давления;

2)    недостаточная герметичность перекрытия проходного сечения при закрытом состоянии клапана:

3)    малая динамическая устойчивость и подверженность вибрациям, которые приводят к поломкам подвижных частей клапана;

4)    высокий уровень шума, превышающий допустимую норму.

В институте ВНИИГаз разработаны регуляторы прямого действия типа РД. Регуляторы пригодны для одноступенчатого редуцирования с подогревом газа в теплообменниках.

Устройство регулятора представлено на рис. 8.28. Регулятор состоит из двух основных частей: дроссельного устройства (регулирующего клапана) и мембранного привода. Мембранный привод состоит из резиновой мембраны 5 с двумя дисками 7. Мембрана жестко соединена штоком 3 с клапаном 9. Мембрана разделяет мембранный прпвод на две камеры — надмембранную и под-мембранную. В надмембранную камеру подводится газ с постоянным заданным давлением, подмембранная камера сообщена с трубопроводом выходной стороны регулятора. Газ отбирается из трубопровода со стороны высокого давления, которое снижается при помощи спецпального редуктора до заданной величины.

Дроссельное устройство регулятора, разгруженное высокпм давлением, состоит из корпуса 1, седла 8 п клапана 9. Последний снабжен резиновым уплотнителем, обеспечивающим герметичное перекрытие проходного сечения клапана в случае прекращения расхода газа прп работе регулятора. В дроссельном устройстве газ проходит через кольцевой зазор, образующийся между седлом 8 и клапаном 9. Корпус мембранного привода 4 и нижняя крышка регулятора крепятся к корпусу

1 при помощи шпилек с гайками.

Процесс регулирования давления протекает следующим образом. При повышении или понижении регулируемого давления нарушается равновесие сил на мембране, которая будет перемещаться, изменяя положение клапана до тех пор. пока не наступит равновесие сил, действующих на мембрану снизу и сверху. Таким образом, в зависимости от положения клапана будет изменяться количество протекающего через регулятор газа, благодаря чему и поддерживается заданное давленпе на выходе. Чтобы получить на выходе регулятора новое давление, необходимо установить соответствующее постоянное давление в надмембранной камере (камере задания).

Рис. 8.28. Регулятор давления прямого действия типа РД.

1 — корпус регулятора; 2 — втулка; 3 — шток; 4 — корпус мембранного привода; 5 — мембрана; 6 — крышка привода; 7 — диск; S — седло; 9 — клапан; 10 — уплотнитель; 11 — крышка корпуса регулятора.


Основные технические данные регуляторов типа РД приведены в табл. 8.6.

Регуляторы типа РД монтируются мембранным приводом вверх (рис. 8.29) между двумя отключающими кранами или задвижками 1. Расстояние между регулятором и входным краном должно быть не менее пяти диаметров, а между регулятором и выходным краном — не менее десяти диаметров трубы.


Давление задания регулятора 6 поддерживается редуктором 3. Газ к редуктору подводится от входного трубопровода, давленпе после редуктора контролируется манометром 4, который установлен на крышке мембранного привода. Выходное

Параметры

Марка регулятора

РД-50

РД-80

РД-100

Условный диаметр, мм ......

50

80

100

Давление, кгс/см2:

условное ...........

64

64

64

рабочее ............

55

55

55

Пропускная способность регулятора

(при рвх = 50 кгс/см^). м3/ч . . .

28 ООО

76 000

100 000

Допустимая неравномерность регу

лятора, кгс/см2 .........

0,3

0,3

0,3

Диапазон настройки выходного давления. кгс'см2 .........

1,5—20

1,5—20

1,5-20

давление после регулятора контролируется манометром 5, установленным на импульсном трубопроводе. Газ поступает в редуктор, предварительно пройдя осушитель 2. Регулятор тппа РД работает бесперебойно в течение 3—6 месяцев без наблюдения и ухода.

Регулятор РДО-1, конструкция которого разработана СКВ Газприбор-автоматика. предназначен для автоматического регулирования давления газа и автоматической отсечкп газа на входе в регулятор в случае повышения регулируемого давления сверх допустимого.

В схемах двухступенчатого редуцирования при малых колебаниях расхода на ГРС устанавливаются постоянные дроссели. На второй ступени редуцирования могут быть установлены дроссельные камеры, конструкции которых разработал ВНИИГаз. Дроссельные камеры облегчают работу регулирующих клапанов первой ступени и значительно снижают уровень шума на ГРС.

Температурный режим газораспределительных станций

Газораспределительные станции, как известно, предназначены для приема газа высокого давления пз магистральных газопроводов, снижения и поддержания давления на заданном уровне.

Снижение давления газа на ГРС приводит к значительному охлаждению газа, особенно при больших перепадах давления.

Охлаждение газа является причиной образования гидратов и обмерзания регулирующих клапанов, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов н трубопроводов. Гпдратообразование и обмерзание коммуникаций значительно усложняют условия эксплуатации ГРС, приводят к перебоям в снабжении газом потребителей, нарушают нормальную работу контрольноизмерительных приборов и исключают возможность полной их автоматизации.

Прп проектировании: и эксплуатации ГРС для выявления условий гидрато-образованпя и обмерзания оборудования необходимо знать температуру газа после регулирующего клапана. Рассмотрим изменение температуры газа при дросселировании его на регулирующем клапане.

На основании первого начала термодинамики имеем: где 5 q* — количество тепла внешнего теплообмена (8^* —¦ 0 пренебрегаем вследствие малости поверхности теплообмена), 8^** — количество тепла внутреннего теплообмена; di — изменение энтальпии газа

di = CpdtCpDidp;

Ср — теплоемкость газа прп постоянном давленпп: Dt — коэффициент Джоуля — Томсона; v — удельный объем газа: р — давленпе газа; t — температура газа.

Удельная потенциальная работа vdp пдет на повышение кпнетпческой энергии газа и на преодоленпе сил тренпя в регулирующем клапане.

Если считать, что работа, переданная телам внешней системы и затраченная на изменение положения газа по высоте, равна кулю, будем пметь:

vdp — d {^~) “Ь 8Z**,

где iv — линейная скорость газа; 6/-** — работа, затраченная на преодоленпе сил трения.

Имеем условие:

&q** = 61**.

После преобразования уравнения первого начала с учетом приведенных соотношений получим

Cpdt — CpD;dpd = О-

Теплоемкость газа и коэффициент Джоуля — Томсона завпсят от давления и температуры.

Для упрощения решенпя задачп этп величины примем постоянными п равными средним значениям для рассматриваемого процесса.

Как следует из дифференциального уравнения, температура газа зависит от перепада давления, коэффициента Джоуля — Томсона п изменения линейной скорости газа.

Изменение температуры на элементарном участке процесса

dt = Dtdp —d ( ~ ^ .

После интегрирования от состояния t1p1 и wx до состояния t2, р, п w\ получим температуру газа после регулирующего клапана:

ti^t1-Di{p1~p,) — -~-    ,    (8.125)

При малых изменениях лпнейной скорости газа влиянием скорости по сравнению с эффектом дросселирования можно пренебречь:

t2^t1~Di(p1 — p2).    (8.126)

Рассмотрим конкретный прпмер. Определить температуру газа (метана) на выходе из газораспределительной станции, если температура газа до регулирующего клапана была tt = 0г С. абсолютное давленпе рг 4-10е Н/м2. абсолютное давление после клапана р2 = 10е Н/м2, линейная скорость газа до клапана ю1 = 30 м/с.

Для метана средняя величина теплоемкости прп постоянном давлении может быть принята равной С„ = 2300 Дж/(кг ¦ :С), Коэффициент Джоуля — Томсона Dt = 4-10“ б: С;(Н/м2).

Если дпаметры трубопроводов до п после регулирующего клапана равны между собой, то можно считать, что скорость газа после клапана приближенно равна:

из, = w\ — = 30 4 А- =120 м/с.

= 0- 4 • 10-6(4.0- 1.0) 106--2f-3u-    -14.9 СС.

' •    '    2    ¦23UU

Из приведенного расчета следует, что температура газа в рассмотренном случае снижается главным образом под влиянием эффекта Джоуля — Томсона.

Технологические схемы и компоновка ГРС

Газораспределительные станпип могут быть рассчитаны для снабжения одного или нескольких потребителей. Сооружаются они в настоящее время как по типовым проектам Гппрогаза (TP-S84. ТР-885 и ТР-886), так п по индивидуальным проектам.

Типовой проект TP-8S4 представляет собой проект автоматизированной ГРС с надомным обслуживанием производительностью до 100 000 и до 170 000 м3/ч (прп давлении газа на входе Юкгс’см2) соответственно с одним и с двумя потребителями. Проект содержит набор отдельных узлов ГРС, из которых можно скомпоновать ГРС производительностью 20 000—200 000 м3/ч и более прп входных давлениях осушенного газа 8—64 кгс/сы2. Для неосушен-ного газа по этому проекту можно сооружать ГРС прп давлениях газа на входе до 20 кгс/см2. Прп давлениях на входе свыше 20 кгс/см2 и производительности более 50 000 м3/ч такие ГРС могут применяться только с дополнительным подогревом регулирующих клапанов. По типовому проекту ТР-884 можно строить большое число ГРС как с одним, так и с двумя потребителями и с различной компоновкой технологического оборудования.

Схема ГРС на двух потребителей, выполненная по типовому проекту ТР-884, представлена на рпс. 8.30. Работа газораспределительной станции по данной схеме сводится к следующему. Газ пз входного газопровода поступает в узел отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пылеуловители пли виспиновые фильтры. После очистки газ поступает в узел редуцирования одного и другого потребителей, где происходит снижение давления до заданных величин и автоматическое поддержание давления на этом уровне. Затем газ направляется в выходные газопроводы потребителей, на каждом пз которых производится измерение расхода газа и его одоризация.

Технологической схемой предусматривается возможность непродолжительного снабжения газом потребителей по байпасным линиям, минуя ГРС. Эта вынужденная мера вызывается авариями на ГРС. пли ремонтными работами. Дросселирование газа при этом осуществляется прп помощи кранов вручную.

Для защиты потребителей от недопустимого повышения давления на выходных газопроводах ГРС установлены пружинные клапаны.

Проект ТР-885 представляет собой автоматизированные ГРС с надомным обслуживанием с подогревом газа производительностью до 50 000 м3 (при


My ША

ИслпНные иНита'пптя, ш: /цт/угмтп -

QD

а

-ен!ъ

в

—<3—

г!

а

0

г

Рис. 8.30. Типовая схема ГРС на два потребителя по ТР-884. а. —узел дистанционного управления краном; б — гидр опристаока; <? — газовый фильтр; г — приборные фильтр и редуктор; 0 — переходник;

1 — манометр, показы-пающий ОВМГИ-ЮО; 2, 3,4, — манометры, показывающие ОВМ-ЮО;,5 — И-обраоный манометр Ш*-620; «, 7—манометры олектрокоптактпые ЭКМ; 8, 9 — термометры технические ртутные; 10, II—диафрагмы камерные Д1Ш-2Г>; joa, !0ба, и6— дифманометры ш>-илаикопые Д1М.‘Ш; 12, 1,1регуляторы давления 1’Д или MClTM-ilO и комплекте с фильтрами

I Ч^Н [ ffdop


оизицияI 18 {D~—


и редукторами; /га, jgdt 12в, J.Sa 7.3е, ’l;i° — клапаны, регулирующие НО тика К у О4 пгс/см2); 14 — редуктор кислородный; 15 — регулятор низкого дачления (>Д-^2 или РД-ИО; 1(> — разделительный сосуд; 17 — разделительный сосуд с автомати ч ее ним    манор -

ным клапаном; 18, 19, 20 - - изолирующие фланцы. 1’а('.лоло)кение кончен u v I, no-и «мерительных приборок па схеме: f — ч помещении регулировании и на месте отбора показаний; II — в помещении расходомеров; III — на щите сигнализации ГРС; IV — на щитах и в помещении операторов.

давлении газа на входе 10 кгс/см2). Такие ГРС можно применять при поступлении неосзгшенного газа с давлением более 20 кгс/см2. Для борьбы с гидрато-образованием предусмотрен подогрев газа в теплообменниках. На этой ГРС (рис. 8.31) газ после очистки проходит через теплообменник специальной конструкции и затем направляется на узел редуцирования.

На рис. 8.32 показана схема ГРС по типовому проекту ТР-886.

г


Газораспределительные станции размещаются вне черты перспективной застройки города, населенного пункта пли промышленного предприятия. Расстояние от ГРС до населенного пункта должно быть не менее 300 м (при давлении 25 кгс/см2).

Рис. 8.31. Типовая схема с подогревом газа по ТР-885.

Условные обозначения см. на рис. 8.30.

Регуляторы давления и контрольно-измерительные приборы размещаются в помещениях, остальное оборудование — на открытых площадках.

При редуцировании газа по одной нитке газопровода предусматривается вторая резервная. При редуцировании газа по двум ннткам газопровода предусматривается третья резервная.

При редуцировании всего количества газа регулирующими клапанами по нескольким ниткам газопровода резервной нитки не предусматривается. Максимальная производительность одной нитки газопровода должна быть не более '90% от величины минимального потребления. Число ниток газопровода определяется делением максимального расхода ГРС на производительность одной витки. При редуцировании в две ступени расстояние между клапанами принимается не менее 10 диаметров большого клапана.

Диаметр трубопровода между клапанами выбирается из условия, что линейная скорость газа не должна превышать 30 м/с при максимальном его расходе.

На входе и выходе регулирующих ниток газопровода устанавливается запорная арматура.

309

При установке очистных устройств вне помещения площадка ГРС ограждается забором высотой не нпже 2 м. Вытяжная свеча устанавливается вне площадки на расстоянии 10 м от узла отключающих устройств.

Расстояния между трубопроводами на ГРС должны быть не менее 500 мм между выступающими частями для трубопроводов диаметром более 400 мм и не менее 400 мм для трубопроводов диаметром менее 400 мм.

Рис. 6*32. Типовая схема ГРС по TP-SS6. Условные обозначения см. на рпс. ь.ЗО.

Узел отключающих устройств должен располагаться на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС или от установки масляной очистки. Установка масляной очистки располагается на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС и от узла отключающих устройств.

В помещении ГРС должен предусматриваться основной проход шириной не менее 1 м.

Расстояние между аппаратами, наполненными маслом, принимается равным их наружным диаметрам, но не менее 2 м, для сухих аппаратов — 1 м.

Температура в отапливаемых помещениях ГРС. работающих без постоянного персонала, поддерживается не менее —5е С.

Очистка газа от пыли предусматривается на входе в ГРС и должна обеспечивать улавливание твердых частпц размером от 10 микрон (10 мкм) и более.

На газораспределительных станциях можно устанавливать масляные, висциновые и циклонные пылеуловители и сухие фильтры.

Очистка газа в масляных пылеуловителях пропсходпт за счет уменьшения скорости потока и контакта его с соляровым маслом. На ГРС устанавливают

пылеуловители с внутренним диаметром 1000, 1200, 1400 и 1600 мм. '


Пылеуловитель представляет собой цилиндрический сосуд высокого давления, внутреннюю полость которого можно разделить на три секции ('рис. 8.33): нижнюю, промывочную А, в которой все время поддерживается установленный уровень масла; среднюю, осадительную В, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю, отбойную В. где происходит окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция снабжена контактными трубками 6. имеющими внизу продольные прорези — щели для создания завихрения потока. В отбойной

Рис. 8.33. Л1аслянын пылеуловп- Рпс. $.34. Схема установки для очистки газа в масляных пыле-тель.    уловителях.


секции имеется скрубберная насадка 8, еосюящая пз швеллерных или жалю-зийных секций с волнообразными профилями.

Процесс очистки газа в пылеуловителе пропсходпт следующим образом. Поступающий в пылеуловитель через патрубок 4 газ ударяется о козырек 3 и соприкасается с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устремляется по контактным трубкам 6„ захватывая с собой частицы масла. В осадительной камере (от перегородки 5 до перегородки 10) скорость потока газа резко снижается, в результате чего происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости (размером 0,25 мм и более). Осажденные частицы по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю секцию аппарата. После осадительной камеры газ, освобожденный от более крупных частип, поступает в отбойную секцию, где происходит окончательная его очпстка. Осевший на отбойной секции шлам стекает также по дренажным трубкам в нижнюю камеру А. Очищенный газ через выходной патрубок 9 поступает на редуцирование.

Удаление загрязненного масла производится периодически продувкой через трубу 13 в отстойник масла. Полная очистка пылеуловителя от загрязнений производится через люки 1 и 7. Чистое масло подается для пополнения через трубу 12 из аккумулятора масла. Уровень масла контролируется згровне-мером 2. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен поддерживаться на 25—50 мм ниже концов контактных трубок.

Установка масляных пылеуловителей (рис. 8.34) включает в себя масляные пылеуловители 1, отстойники масла 3, аккумулятор масла 2, короб для сбора грязного масла 4, емкости для чистого масла 5 и 6 п насос 7.

д~б


п-й


Рис. 8.35. Висдиновый фильтр с двумя насадками.

1 — корпус; 2 — кольца Рашига; з — сетка; 4 — заглушка.

J 1


Объем масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 0,87 м® при его диаметре 1000 мм и 2,65 м3 при диаметре 1600 мм. Расход масла допускается 25 г на 1000 м3 газа.

Пропускная способность Q (в м®/сут) масляного пылеуловителя можег быть определена по формуле ВШШГаза оседают п задерживаются мелкие механические примесп. Для более тонкой очистки применяется двухрядное расположение очистных органов в висциновом фильтре. Виецпновые фильтры изготовляют диаметром 500. 600, 800 и 1000 мм.

D°-p


0,5


Q = 935 000


где D — внутренний диаметр пылеуловителя в м; р — рабочее давление газа в пылеуловителе в кгс/см2; Т — температура газа в пылеуловителе в К; рж — плотность смачиваемой жидкости в кг/м3; рг — плотность газа прп рабочих условиях.

Висциновые фильтры устанавливают на ГРС небольшой производительности (до 50 000 м3/ч). Их можно размещать в помещении или на открытой площадке. Нормы расхода висцинового масла 5 г на 1000 м3 газа. Висциновые фильтры рекомендуется применять прп очистке газа с небольшой запыленностью.

В висциновых фильтрах (рис. 8.35) газ проходит через слой насадки пз колец Рашига, которые помещаются россыпью между двумя металлическими сетками. Поверхность колец покрывается липкой масляной пленкой, на которой


Расчет пропускной способности висцпновых фильтров производится по допустимой скорости газа (не более i м/с на полное сеченпе фильтра).

Ввиду относительной малой активной поверхности висцпновых фильтров необходимо довольно часто восстанавливать в них дтсляную пленку. О загрязненности насадок судят по перепаду давления газа на висцпновых фильтрах. Процесс восстановления работоспособности фильтров довольно трудоемкий. Он требует применения пара и органических растворителей, громоздкого оборудования (ванны, стеллажи и др.) и выполняется вручную. При проведении работ по регенерации активной пленки впсцпнового фильтра последний отключается запорными кранами от газопровода, и газ из отключенного участка выпускается. Затем открывают люки на корпусе фильтра и извлекают загрязненную насадку. Обычно в качестве растворителя используется керосин, которым промывают насадку. После промывки насадку опускают в висциновое пасло. Затем ее извлекают из масла, выдерживают на стел лажах для сте кания лишнего масла и загружают в фильтр.

Для обнаружения утечек газа и наличия его в воздухе в газ вводят сильно пахнущие вещества — одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используется этилмеркаптан. обладающий резким неприятным запахом.

Свойства этл.тмеркаптапа (C3H5SH)

Плотность в    жидком    состоянии, кг/м3 ................846—865

Молекулярный    вес.    кг................................62,136

Плотность паров прп ? = 0?С п р = 760 мм рт. ст.),

Одоризация газа производится на выходном трубопроводе из ГРС. Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорпзирован. Газ, поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации.

Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять Vs от нижнего предела взрываемости. Минимальное количество одоранта в газе должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении ощущался запах одоранта. Из этих условии рассчитана норма расхода одоранта. Она составляет для этнлмеркантана 16 г на 1000 м3 газа.

Одоризация должна производиться путем автоматического ввода одоранта, количество которого пропорционально расходу газа.

На рис. 8.36 представлена схема полуавтоматической одоризационной установки. Она обеспечивает пропорциональную подачу одоранта.

Работа установки происходит следующим образом. На пути газового потока в газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад давления Ар в зависимости от расхода газа. Газ с давлением рг до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление на столб одоранта, равное

Pl—HoPg-

Из бачка 3 одорант но трубопроводу через фильтр 2 н калиброванное сопло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление, при котором    осуществляется    выход    одоранта    из сопла, будет равно hpg Ар.

Составляющая    hpg,    т.    е.    давление    столба    жидкости при данной конструкции

установки, всегда будет постоянным, а перепад давления Ар — переменным. Поскольку перепад давлений изменяется в зависимости от количества газа,

проходящего через диафрагму, то этим и будет достигаться пропорциональность расхода одоранта и газа.

Газорегуляторные пункты


Расход одоранта контролируется впзуально по уровнемеру 4. Заполнение бачка одо-рантом производится нередавли-ванием из емкости 8. Редуктор 7 служит для создания в емкости необходимого давленпя, которое контролируется манометром 6. На емкости установлен предохранительный клапан 5. В случае прочистки сопло отклоняется с помощью задвижек 10.

Газорегуляторные пункты Н0БКИ'    предназначаются для снижения

давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. Они сооружаются в городах, населенных пунктах, а также на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях.

Газорегуляторные пункты связывают сеть высокого или среднего давления с сетью низкого давленпя. Их устанавливают также для снижения давления с высокого до среднего.

9    8

Газорегуляторные пункты включают в себя следующее оборудование:    регулятор давления

1

1


Г\


газа, фильтр для очисткп газа от пыли, предохранительный клапан, прекращающий подачу газа при повышении давления сверх заданного, запорные краны плп задвижки, обходной газопровод п контрольно-измерительные приборы. Схема газорегуляторного пункта представлена на рис. 8.37. Газ, поступающий на газорегуляторный пункт, проходит через фпльтр, где очищается от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан и регулятор давленпя, где происходит дросселирование его до заданного давления.

-L-


2    Q    5    6

Рис. S.37. Технологическая схема газорегуляторного пункта.

1— входной газопровод: 2, 6 и 9 — задвижки; з—фильтр; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления; 7—выходной газпоровод; 8 — обходной газопровод


Предохранительный клапан автоматически перекрывает трубопровод в случае повышения выходного давленпя сверх заданного, что может быть вызвано неисправностью регулятора давления.

Давление газа до регулирующего клапана п после него измеряется показывающими или регистрирующими манометрамп.

Некоторые газорегуляторные пункты потребителей оборудуются приборами для рагмы с дифференциальными манометрами или ротационные счетчики.

промышленных и коммунальных измерения количества газа: диаф-


J

Рис. S.39. Сварной волосяной фильтр.

1П4 — входной п выходной патрубки; 2 — крышка фильтра; з — фильтруюшая кассета с металлической сеткой и набивкой ^конский волос пли капроновая нить); б — заглушка для удаления пылп из сборника; 6 — отбойный лист.


Прп аварийном выключении регулятора давления

Вход

газа

-чзг

рис. S.3S. Волосяной фильтр Б чугунном корпусе.

1 — крышка фильтра; 2 — корите фильтра; 3 — кассета с металлической сеткой и фильтрующей набивкой.

подача газа производится через обходной газопровод. Давление газа регулируется вручную с помощью задвижек.

Газорегуляторные пункты размещаются в специальных наземных или подземных помещениях. Наибольшее распространение получили наземные газорегуляторные пункты.

Таблица 8.7

Основные данные волосяных и угловых фильтров


Газорегуляторные пункты подают газ в газопроводы низкого давления отдельных районов города или поселка. Местные пункты называются газорегуляторными установками и служат для подачи газа промышленным и коммунальным предприятиям.


Для очистки газа от механических примесей на газорегуляторных пунктах и установках устанавливаются волосяные фильтры, а в узлах регулирования — волосяные и сетчатые угловые фильтры. Все фильтры хорошо очищают газ, просты по конструкции и удобны в эксплуатации.

Марка


Волосяные фильтры

3895-00

50

6 470

60

3850-00

100

15 000

125

3890-00

200

36 350

310

Угловые фильтры

ШП2-14-00

25

500

5,7

ШШ-17-00

40

1000

9,0

372-00

50

2000

12,0


Промышленностью выпускаются волосяные фильтры с литым чугунным корпусом (рис. 8.38). которые компонуются с регулятором давления соответствующего размера.

Чугунные фильтры не всегда обеспечивают пропускную способность устанавливаемых в комплекте с ними регуляторов давления типа РДУК-2.

Фильтрующим элементом фильтра является кассета, которая представляет собой кольцо, обтянутое с обеих сторон металлической сеткой. Внутренняя

полость кассеты заполняется фильтрующим материалом, в котором задерживаются мелкие частицы пыли (крупные частицы осаждаются перед кассетой).

Институтом «Мосгазпроект» разработана конструкция волосяных фильтров с условным диаметром 50, 100 и 200 мм, рассчитанных на рабочее давление 6 и 12 кгс/см2. Пропускная способность фильтров приведена в соответствии с пропускной способностью газорегуляторов (табл. 8.7).

Фильтр (рис. 8.39) состоит из сварного стального корпуса, внутри которого имеется    кассета    с    металлической сеткой и фильтрующим материалом. На входе

газа    перед    кассетой    установлен    отбойный лист для    защиты фильтрующего

элемента кассеты    от повреждения крупными частицами.    Сверху корпус закры

Рис. 8.40. Угловой сетчатый фильтр.

1 — крышка фильтра; 2 — корпус фильтра; 3 и 7 — выходной и входной фланцы; 4 пб — штуцеры для подключения манометров; о — стакан с фильтрующей металлической сеткой.


вается плоской крышкой для фильтров Dy = 50 мм или эллиптической для фильтров, у которых условный диаметр равен 100 и 200 мм.

Рпс. 8.41. Схема универсального регулятора давления РДУК.

1 — входной трубопровод; 2 — импульсная линия входного давления; 3 — импульсная линия от головки пилота в подмембранное пр остранство регулятора давления; 4 — пилот; б — импульсная линия подмембранное пространство регулятора — выходной газопровод; 6 — мембрана пилота; 7 — регулирующая пружина пилота; 8 — корпус клапана; 9 — выходной газопровод; 10 — импульсная линия пилот—выходной газопровод; 11 — импульсная линия подмембранное пространство клапана — выходной газопровод; 12 — мембранная коробка; 13 — мембрана клапана; 14 •— колонка штока клапана. 15 — тарелка клапана.


В нижней части фильтра имеется сборник для крупных частиц, которые удаляются через патрубок с заглушкой.

Фильтры больших размеров имеют значительный вес. Поэтому они оборудованы опорами. Фильтры условным диаметром 50 мм опор не имеют. Для волосяных сварных фильтров установлен предельный перепад давления газа, равный 1000 мм вод, ст. Фильтрующую кассету рекомендуется очищать, когда перепад давления газа достигнет 500—600 мм вод. ст. Выбор фильтра следует производить из условия, что перепад давления газа на чистой кассете не должен превышать 300 мм вод. ст.

Общий перепад давления газа в фильтре определяется суммой перепадов давлений на кассете и в корпусе фильтра. Для заданного расхода общий перепад давления на фильтре можно определить по графикам.

Для установки на проектируемом газорегуляторном пункте может быть-выбран чугунный или сварной стальной фильтр в зависимости от производительности и допустимого перепада давления.

Основной недостаток волосяных фильтров — сравнительно быстрая их загрязненность и в связи с этим резкое увеличение сопротивления.

Для очистки газа на газорегулирующих установках и в шкафных газорегуляторных пунктах применяют угловые сетчатые фильтры (рис. 8,40),. основные данные которых приведены в табл. 8.7.

Фильтр состоит из чугунного корпуса с фланцевым или муфтовым соединением. Фильтрующим элементом является стакан, обтянутый металлической сеткой. Сетка имеет размеры ячеек 0,4—0,5 мм и выполнена из проволоки диаметром 0.25 мм. Стакан устанавливают в корпусе и закрывают чугунной крышкой с резьбовым соединением.

Допустимый перепад давления газа на сетке фильтра не должен превышать 200 мм вод. ст. Общие потери складываются из перепада давления на корпусе (30 —40°о), в стакане (50 — 6096) и на фильтрующей сетке (1 — 2%).

Степень загрязнения фильтра определяется по перепаду давления. При возрастании перепада открывается крышка, стакан с сеткой вынимается, промывается или заменяется новым.

Для автоматического регулирования давления на регуляторных, пунктах в настоящее время получили распространение универсальные регуляторы давленпя типа РДУК. Они предназначены для снижения давленпя с высокого на среднее и низкое и со среднего на низкое.

Универсальный регулятор (рис. 8.41) состоит из чугунного литого корпуса, мембранной коробки и регулятора управления (пилота).

Если газ в газопровод не подается, регулирующий клапан находится в закрытом положении. Клапан регулятора (пилота) открыт под действием регулировочной пружины.

При подаче газа на вход регулятора газ поступает в регулятор управления по импульсной трубке 2 и по трубке 3 в подмембранную полость клапана. Далее газ проходит по трубке 10 в выходной газопровод.

Мембрана под давлением газа поднимается, и клапан регулятора открывается. Через открытое седло клапана газ поступает в выходной газопровод. Давление газа в выходном газопроводе по импульсным трубкам 5 и 11 передается в надмембранное пространство регулятора и в надмембранное пространство регулирующего клапана. В зависимости от настройки пружины устанавливается равновесие мембран.

Газ в подмембранное пространство поступает через дроссель. Из трубки 10 в выходной газопровод газ выходит через дроссель, что создает избыток давления в подмембранном пространстве по сравнению с давлением в надмембранном пространстве.

При увеличении отбора газа потребителями давление на выходе регулятора будет снижаться. Клапан пилога откроется еще больше, давление в подмембранном пространстве увеличится, и крышка клапана поднимется. Таким образом давление в выходном газопроводе восстановится.

При перепаде давления    на    регулирующем клапане, равном 1 кгс/см2,

и плотности газа при стандартных условиях, равной 0,73 кг/м3, производительность регуляторов составляет (в м3/ч):

Для защиты выходных газопроводов от превышения установленного давления на газорегуляторных пунктах устанавливаются предохранительные запорные клапаны и сбросные устройства.

Предохранительные клапаны выпускаются в двух модификациях: высокого и низкого давления. При отклонении давления от заданного чувствительная мембрана приводит в действие систему грузов, и тарелка клапана перекрывает поступление газа.

В качестве сбросных устройств применяются жидкостные затворы и пружинные клапаны более высоких давлений.

Влияние газохранилищ и емкостей магистральных газопроводов на режим работы систем газоснабжения

Характер исподьзоьания газа городскими потребителями приводит к тому, что потребление газа по периодам года и в течение суток не бывает постоянным. Соотношение различных потребителей н характер использования газа ими создает в каждом городе свою неравномерность потребления.

Задача городской газовой сети — обеспечивать потребителей газом постоянно и в достаточном количестве. Особенно остро встает вопрос газоснабжения в часы максимального потребления. Магистральные газопроводы не рассчитаны на подачу количества газа, соответствующего максимальному потреблению. В связи с этим для обеспечения газом потребителей в моменты пик расхода газа служат подземные газохранилища и используется аккумулирующая способность магистральных газопроводов.

В случае отсутствия газохранилищ магистральный газопровод рассчитывается на расход газа, соответствующий напбодыпему потреблению в зимний период.

Учет количества газа.

Эксплуатация газораспределительных сетей

Учет количества газа в городских газораспределительных сетях осуществляется с целью коммерческих расчетов. Кроме того, расход газа является технологическим параметром, характеризующим режим работы газовой сети.

Количество газа учитывается обычно в единицах объема. Для коммерческого учета расхода газа на ГРС и в городских газовых сетях применяются поплавковые дифманометры. Доля этих приборов составляет более 90°6. Для давлений до 1 кгс/см2 применяют объемные счетчики типа PC, рассчитанные на расход газа 25—1000 м3/ч.

Диспетчерская служба городского газоснабжения служит для организации снабжения газом бытовых, коммунальных и промышленных потребителей. В задачу диспетчерской службы входит наблюдение и излченпе режима потребления газа, режима работы газовых сетей.

Диспетчерская служба следит за состоянием системы городского газоснабжения, обеспечивает безопасность эксплуатации газовой сети.

Диспетчер управляет работой газораспределительных станций и газораспределительных пунктов, оказывает влияние на работу буферных потребителей и т. д.

В период наибольшего расхода газа подача его буферным потребителям может быть прекращена. В этом случае буферные потребители переводятся на топливо других видов.

Основная задача эксплуатации газораспределительных сетей — наблюдение и содержание, газопроводов и сооружений в таком состоянии, которое обеспечивает бесперебойную и безопасную подачу гаяа потребителям.

Газопроводы, арматура газопроводов п сооружения периодически осматриваются и ремонтируются. Наблюдение за состоянием газопроводов и оборудования производится путем обхода трасс газопроводов и систематической проверкой колодцев подземных сооружений на загазованность. Работа газовой сети контролируется также по давлению газа у потребителей. Отклонения от нормальных давлений указывают на неисправность сети.

В задачи эксплуатации входит также подключение новых потребителей газа.

/

ГАЗГОЛЬДЕРЫ

§ 1. СИСТЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

В системе газоснабжения городов и промышленных предприятий применяются различные горючие газы. Наиболее широко используются природные газы чисто газовых месторождений. Они состоят главным образом из метана с небольшим количеством примесей тяжелых углеводородов.

Природные газы газонефгяных месторождений содержат метан и значительное количество тяжелых углеводородов (пропан н бутан). Состав и теплотворная способность этих газов могут изменяться в широких пределах.

Искусственные газы вырабатываются на специальных газовых заводах.

В системе газоснабжения коммунально-бытовых и промышленных предприятий широко применяются также сжиженные газы, представляющие собой смесь пропана и бутана.

Газоснабжение потребителей может быть также основано на использовании сжиженного метана. Так, жидкий метан можно применять для покрытия пик потребления газа магистральных газопроводов.

Сжиженный метан занимает меньший объем по сравнению с газообразным метаном. Кроме того, в жидком состоянии метан удобно транспортировать по трубопроводам, а также перевозить в автомобильных и железнодорожных цистернах, в речных и морских танкерах.

При регазификацип метана можно получить большое количество холода.

Сжиженный метан можно использовать для обогащения низкокалорийных газов, получаемых при переработке каменного угля или нефтепродуктов.

В систему газоснабжения, такпм образом, могут входить следующие объекты: газораспределительная сеть, газохранилища природного и сжиженного газов, газгольдеры и резервуары, а также регазификационные и смесительные установки.

§ 2. МЕТОДЫ ПОКРЫТИЯ МЕСЯЧНЫХ,

СУТОЧНЫХ И ЧАСОВЫХ ПИК ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА    '

Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышленными потребителями носит неравномерный характер. Чтобы удовлетворить в течение года нужды всех потребителей, необходимо иметь резерв газа вблизи крупных городов.

В качестве способов покрытия пик сезонной неравномерности потребления газа можно отметить следующие:

1) использование подземных хранилищ природного газа;

2)    создание резерва производительности магистральных газопроводов и газовых промыслов:

3)    использование буферных потребителей;

4)    использование баз сжиженных газов (пропана и бутана);

5)    использование баз сжиженного природного газа (метана).

Неравномерность потребления газа в течение суток может компенсироваться городскими газгольдерным станциями, использованием аккумулирующей способности магистрального газопровода, а также газом из подземного хранилища. В часы наибольшего потребления газа в городскую газораспределительную сеть газ может добавляться с баз сжиженного газа.

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ГАЗОХРАНИЛИЩ ПО ГРАФИКАМ РАСХОДА ГАЗА

Для определения объема газохранилища, необходимого для покрытия суточной неравномерности потребления газа, надо иметь график поступления газа в городскую газораспределительную сеть в течение суток и график потребления газа городом.

?

Время, ч

Рпс, 9,Ь Определение объема газохранилища по графикам подачи и потребления газа.


На рпс. ЯЛ представлен совмещенный упрощенный график потребления и подачн газа потребителям.

Подача газа принята равномерной в течение суток.

Начиная с 0 ч поступление газа превышает потребление. Поэтому излишек газа необходимо принимать в газохранилище. Объем газохранилища должен быть таким, чтобы весь избыток газа в течение ночи принимать на хранение.

На рисунке заштрихованная часть в некотором масштабе определяет объем газа, который необходимо принять в хранилище.

1 — расход поступающего газа; 2 — изменение потребления газа*


С 6 ч утра потребление газа для рассматриваемого графика превышает поступление. Недостаток поступления газа должен компенсироваться газом, который был накоплен ночью. Однако, как следует из рис. 9.1, газа, накопленного в хранилище от 0 до 6 ч. недостаточно для полной компенсации избытка потребления его в течение дня.

Для полной ксмпенсацпи необходимо иметь такой запас газа в хранилище, который позволил бы покрыть весь избыток дневного потребления газа.

После 22 ч по графику потребление газа становится меньше, чем поступление rasa в город. С этого момента в газохранилище начнет поступать газ. Поэтому объем газохранилища должен соответствовать суммарному объему газа, который в масштабе характеризуется суммой заштрихованных площадей на графике,

Если графики потребления и поступления газа повторяются в течение нескольких суток, то суммарный объем газа, определяемый избытком потребления, равен суммарному объему, определяемому избытком поступления.

Объем газохранилища, полученный по совмещенным графикам потребления ж поступления газа, может быть разделен на две части. Одна часть объема газохранилища может компенсироваться аккумулирующей способностью магистрального газопровода. Другая часть газохранилища может быть размещена в подземном хранилище или обеспечена строительством газгольдерного парка.

§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗГОЛЬДЕРОВ И ГАЗОХРАНИЛИЩ

Для подземных газохранилищ обычно используются истощенные газовые и нефтяные месторождения. Вблизи большинства крупных городов Советского Союза нет истощенных газовых и нефтяных месторождений. Поэтому для хранения газа около городов используются водоносные пласты.

Вблизи городов могут также сооружаться подземные хранилища для сжиженных газов. Подземное хранение сжиженных углеводородных газов осуществляется в искусственных или естественных выработках в плотных непроницаемых породах или в отложениях каменной соли.

Наземное хранение сжпженных газов может осуществляться под давлением в газгольдерах или в изотермических резервуарах низкого давления.

Для хранения газа в газообразном состоянии применяются также газгольдеры. В зависимости от рабочего давления газа различают газгольдеры высокого и низкого давления.

Газгольдеры низкого давления имеют избыточное давление 400— 500 мм вод. ст. Газгольдеры высокого давления рассчитаны на давление 0.7— 30 кгс/см2 и выше.

Обычно газгольдеры высокого давления имеют постоянный геометрический объем, а газгольдеры низкого давления — переменный объем и постоянное давление.

Газгольдеры низкого давления по конструктивным и технологическим особенностям делятся на две группы:

1)    мокрые газгольдеры;

2)    сухие газгольдеры.

По своей форме газгольдеры делятся на цилиндрические (горизонтальные и вертикальные) и сферические.

§ 5. ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ Устройство п оборудование мокрых газгольдеров

Различают два типа мокрых газгольдеров:

1)    мокрые газгольдеры с вертикальными направляющими; \.

2)    мокрые газгольдеры с винтовыми направляющими.

Мокрые газгольдеры наиболее широко применяют как в Советском Союзе, так и за рубежом, так как они обладают простой конструкцией и надежны в эксплуатации.

Предельное избыточное давление мокрых газгольдеров составляет 400 мм вод. ст. В процессе наполнения и опорожнения газгольдеров давление в нем практически не меняется. Незначительное изменение давления вызвано погружением стенок колокола или телескопа в жидкость.

Мокрый газгольдер (рис. 9.2) состоит из неподвижного резервуара, наполненного водой, из промежуточных звеньев и колокола. Газ подается под колокол по подводящему газопроводу, который выступает над уровнем воды. Непрерывная подача газа приводит к подъему колокола. Вода в резервуаре является гидравлическим затвором, препятствующим выходу газа из-под колокола.

В зависимости от объема газгольдера число промежуточных звеньев (телескопов) может быть различным. Газгольдер называется однозвенным, если он имеет одно подвижное звено-колокол, и двухзвенным, если имеется колокол и одно промежуточное звено, и т. д.

При наполнении многозвенного газгольдера газом происходит поднятие колокола, затем одного звена, другого и т. д. Зацепление звеньев между собой осуществляется специальным устройством гидравлического затвора, которое служит также уплотнением между отдельными звеньями.

Устройство гидравлического затвора представлено на рис. 9.3. Высота гидравлического затвора определяется высотой Ьл столба воды, развивающего

н

VV'V

Jl

/


Л.

Рпс. 9.2. Устройство мокрого газгольдера.

Рпс. 9.3. Устройство гидравлического затвора.

1 — стенка резервуара; 2 — стенка колокола или подвижного звена.


1 — резервуар; 2 — промежуточное подвижное звено; 3 — колокол; 4 — гидравлический затвор;

о — подводящий трубопровод; 6 — трубопровод для ‘отбора газа.

давление, равное наибольшему давлению в газгольдере, запасной высотой h2 на случай перекоса подвижного звена, добавочной высотой h3, необходимой для предотвращения просачивания газа, высотой зазора /?4 и высотой образования волн на поверхности воды h5:

Н = h1h.2 — hs~ /г,4h6.    (9.1)

Запас воды гидравлического затвора на случай перекоса звена определяется в зависимости от диаметра резервуара D, т. е. /г, = 0,002.0. Следующие составляющие принимаются: hs = 50 мм; hi = 30 мм; /г5 = 30 мм.

Расстояние между звеньями для всех газгольдеров 550 мм. Полезный объем газгольдера равен объему газа, который можно в нем заключить при верхнем положении всех звеньев. Эксплуатационный объем газгольдера составляет 80—90% от полезного.

Оптимальное отношение диаметра к высоте при полном поднятии всех звеньев мокрого газгольдера находится в пределах от 0,8 до 1,3 с вертикальными направляющими и в пределах от 1,2 до 1,75 с винтовыми направляющими.

Мокрые газгольдеры строятся объемом 10—30 000 м3 по типовым проектам.

Газгольдер номинальным объемом 30 000 м3 имеет фактический объем 30 360 м3. диаметр резервуара 43.6 м. диаметр колокола 41,4 м и полную высоту 33,2 м. Расход стали на строительство газгольдера составляет 642,7 т.

Для предотвращения перекоса звеньев при пх вертикальном движении газгольдер имеет систему внешних и внутренних направляющих. Вертикальные

Рис, 9.4. Оборудование мокрого газгольдера.

со

to.


1 — газгольдер; а - гидрашшческий затвор; 3 — сливной бак; 4 — клапанная коробка; 5 — подъемно-клапанное устройство; 6 — газосбро-сп*т труба; 7 — ручной насос; 8 — эжектор; 9 — трубопровод; Ю — вентиль или задвшкка; 11 — воздушный кран.

направляющие, соединенные системой горизонтальных и раскосных связей, образуют жесткую пространственную конструкцию.

Число внешних направляющих рассматриваемого газгольдера составляет 16, внутренних в резервуаре 32 и внутренних в телескопе тоже 32. Подвижные звенья газгольдера связаны с направляющими системой роликов.

Для осуществления нормального режима работы газгольдер имеет соответствующее технологическое оборудование (рис. 9.4).

Диаметр подводящих и отводящих газопроводов выбирается таким, чтобы их гидравлическое сопротивление не превышало 30—50 мм вод. ст.

Газопровод вводится в газгольдер через утепленную камеру, в которой сосредоточено все оборудование для обслуживания газгольдера.

Гидравлический затвор предназначен для отключения газгольдера при его ремонте. Он также используется для отвода конденсата. На напорных и сливных водопроводах устанавливают запорную арматуру. В зимнее время производится подогрев воды в газгольдере и в гидравлическом затворе. Узлы управления системой расположены также в камере.

Для сбора конденсата и слива воды из гидравлического затвора установлен специальный бак.

Вода перекачивается поршневым насосом и пароструйным эжектором. Для предохранения газгольдера от его переполнения газом в камере установлены предохранительные клапаны. Выход газа из газгольдера в атмосферу может также осуществляться задвижкой с ручным управлением.

Механический расчет мокрых газгольдеров

Телщину верхних поясов резервуара мокрых газгольдеров объемом 1000 и 3000 м3 принимают равной 5 мм, а для газгольдеров объемом 6000—30 000 м3 принимают равной 6 мм.

Толщину стенки нижних листов определяют по формуле

я (p + hpg)a п    Q    2^

R    фто    ’

где р — избыточное давление газа в газгольдере; h — расстояние от поверхности продукта до точки, отстоящей от нижней образующей пояса на 1Ja его высоты; р — плотность воды (р = 1000 кг/м3); g — ускорение силы тяжести; а—радиус резервуара; R — расчетное сопротивление стали; п — коэффициент перегрузки (принимается п = 1,1); ф — коэффициент сварного шва (при хорошем контроле сварки ср = 1); т — коэффициент условной работы (принимается т = 0,8).

Днище резервуара сооружается из листов толщиной 6 мм для газгольдеров объемом 1000 м3 и толщиной 6 мм в центральной части и 8 мм по окрайкам для газгольдеров объемом 3000 м3 и более.

Колокол газгольдера состоит из несущего каркаса и оболочки. Каркас образуется из стропил, стоек и поясов жесткости стенки. К окрайке кровли приваривается кровельный настил из листовой стали толщиной 2,5—3 мм. Кровельный настил не приваривается к стропилам, а лежит на них свободно. Обшивка стенки колокола выполняется из стальных листов толщиной 3—4 мм. Оболочка стенки приваривается к верхнему и нижнему поясам жесткости. Радиус сферы купола

где Dл — Диаметр колокола.

Телескопы мокрого газгольдера состоят из несущего каркаса и обшивки из листовой стали толщиной 3—4 мм. Высота стенки телескопа принимается равной высоте стенки колокола.

Толщина стенки телескопа рассчитывается на избыточное давление газа в газгольдере:

б =    /9 4)

U Ясрт ’

где а — радиус телескопа.

Если при расчете толщина стенки телескопа получается слишком малой, то конструктивно ее принимают равной 3 мм.

Возникновение ветровой нагрузки и неравномерного распределения снега на кровле колокола приводит к появлению горизонтальных сил, действующих на ролики и вертикальные направляющие.

На крышу колокола действует нагрузка от ветра:

-V = kqfK,    (9.5)

где к — аэродинамический коэффициент обтекания (для цилиндрических аппаратов к — 0,7); q — давление ветра (принимается равным 40 кгс/см2 для всех районов Советского Союза, кроме береговых полос морей и океанов): /к — проекция площади крыши колокола на вертикальную плоскость.

Сила ветра, действующая на боковую поверхность стенки колокола

X ^kqD,hx.    .    (9.6)

где hx — высота стенки колокола, подвергающейся действию ветра.

Так же определяются силы ветра, действующие на подвижные звенья газгольдера.

Основания и фундаменты мокрых газгольдеров

Мокрые газгольдеры возводятся, как правило, на скальных, полускаль-ных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых грунтах. При соорунсении газгольдеров на просадочных грунтах разрабатываются способы устранения или частичного сокращения просадки. Для этого применяются: уплотнение грунтов, устройство грунтовой подушки, глубинное уплотнение грунтовыми сваями, устройство свайных оснований и т. д.

Под резервуар мокрого газгольдера сооружается кольцевой железобетонный фундамент, который располагается по периметру стенки резервуара. Под днищем резервуара внутри кольца устраивают грунтово-песчаное основание. Кольцевой фундамент резервуара и грунтово-песчаное основание воспринимают нагрузки от веса газгольдера и воды.

Устройство и оборудование сухих газгольдеров

Сухой газгольдер низкого давления имеет цилиндрический стальной корпус, цилиндрический поршень и стальную кровлю (рпс. 9.5). Газ подается по трубопроводу под поршень газгольдера. По мере закачки газа поршень поднимается. Для предотвращения перетекания газа в область над поршнем служит специальное уплотняющее устройство. Оно представлет собой прижимное кольцо, состоящее пз отрезков швеллеров (рис. 9.6). К кольцу прикреплено мягкое уплотнение пз нескольких слоев хлопчатобумажной ткани. -Мягкое уплотнение контактирует со стенкой газгольдера. Мягкое уплотнение и поршень связаны герметичным фартуком.

Газонепроницаемость затвора обепечивается специальным маслом, застывающим прп низкой температуре. Масло заливается в полость, образуемую стенками газгольдера, цилиндрическим кольцом, фартуком и стенкой поршня.

Газгольдерное масло, просачиваемое через неплотности затвора, стекает по стенкам в кольцевую чащу на днище газгольдера и затем собирается в специальные отстойники для отделения воды. Масло с помощью насосов подается по маслопроводу наверх, проходит через специальные отверстия в стенке и стекает в затвор поршня.


Рис. 9.5. Схема сухого цилиндрического газгольдера объ-    рис. 9.6. Устройство затвора с жидкостным

емом 100 ООО м3 (линейные размеры даны в мм).    уплотнением.

1 — площадка фонаря; 2 — шайба в верхнем положе-    I — выравнивающий ролик; 2 — рычаг; 3

нии; з — подъемная клеть; 4 — цепная лестница; б —    противовес; 4 — опора рычага; 5 — днище по-

обшивка толщиной 5 мм; 6 — шайба на опорах; 7 — на-    ршня: 6 — фартук; 7 — прижимное эластич-

ружный подъемник; 8 — подвод газа.    ное    кольцо;    8 — газгольдерное масло.

Днище газгольдера выполняется из тонколистовой стали. Окрайки днища выполнены из листов большей толщины. Стенки газгольдера удерживаются вертикальными наружными колоннами. В газгольдере объемом до 10 ООО м3толщина стенок принята равной 5 мм.

Жесткость газгольдера обеспечивается наружными кольцевыми ребрами, которые одновременно служат в качестве площадок для осмотра.

Под верхним поясом газгольдера находятся окна, через которые освещаются внутренние полости. Для предотвращения чрезмерного подъема поршня в одном из верхних поясов расположены предохранительные свечи; через них избыток газа выпускается в атмосферу.

На днище газгольдера установлены стойки, на которые опускается поршень в нижнем положении. Для зищиты от коррозии днище покрывают каменноугольной смолой слоем 35 мм.

Газгольдер оборудован лестницей п подъемником для обслуживающего персонала. Крыша имеет радиальные фермы, опирающиеся по контуру газгольдера настойки. В центре крыши располагается цилиндрический фонарь, через который можно попасть на внутреннюю площадку и в кабину внутреннего подъемника. Внутри газгольдера размещена также шарнирная лестница.

Вентиляция надпоршневого пространства газгольдера осуществляется с помощью центрального фонаря п отверстий, расположенных под навесом крыши.

Поршень представляет собой стальной диск, который сверху усилен стропильными фермами. По краю поршня расположено кольцо жесткости. Движение поршня направляется двумя рядами стальных роликов, закрепленных на кольце жесткости. Ролики перекатываются по внутренней поверхности вертикальных насадок. Необходимое давление поршня создается весом поршня и дополнительными бетонными грузами.

Сухие газгольдеры могут строиться объемом 10 ООО—100 ООО м3. Сухие газгольдеры поршневого типа имеют следующие недостатки: небезопасны, требуют частых ремонтов и установки непрерывно действующих насосов п др.

Разработаны новые типы сухих газгольдеров, в которых вместо поршня с жидкостным уплотнением применена шайба с гибкой мембраной из прорезиненной ткани. Мембрана герметично прикреплена к шайбе и к резервуару.

Оболочка корпуса газгольдера испытывает напряжения растяжения под действием внутреннего избыточного давления. Кроме того, стенка корпуса испытывает давление ветра и вертикальное усилие от веса крыши, снеговой нагрузки, веса оборудования. Оболочка корпуса рассчитывается на внутреннее избыточное давление. Поршень газгольдера находится под действием собственного веса и избыточного давления газа. На днище поршня оказывает действие также вес грузов.

Материалы, применяемые для изготовления газгольдеров низкого давления

Газгольдеры работают в условиях высокой влажности и часто при весьма низкой температуре. Поэтому сталь для оболочек газгольдеров низкого давления должна удовлетворять следующим условиям:

1)    иметь высокую прочность;

2)    химический состав ее должен обеспечивать хорошую свариваемость;

3)    обладать хорошей сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах.

Этим требованиям удовлетворяет малоуглеродистая сталь В Ст. 3 по ГОСТ 380—60. При строительстве газгольдеров в районах с расчетной температурой ниже —40° С целесообразно применять низколегированную сталь марок 10Г2С1, 09Г2С (М) и др.

Элементы несущих конструкций газгольдеров выполняются из стали В Ст.Зпс. Для вспомогательных конструкций рекомендуется применять сталь марки В Ст.Зкп.

Эксплуатация газгольдеров

При обслуживании газгольдерного парка производится осмотр всех газгольдеров с визуальным контролем сварных соединений. Кроме того, проверяется запорная арматура, предохранительные устройства, контрольно-измерительные приборы. Осуществляется контроль колодцев на присутствие газа, удаляется конденсат из конденсатосборников.

В зимнее время в мокрых газгольдерах поддерживается температура воды не ниже -f5° С. Уровень воды в газгольдере и гидравлических затворах поддерживается постоянным.

Осуществляется наблюденпе за положением колокола и промежуточных звеньев мокрых газгольдеров и положения поршня сухого газгольдера. Производится периодическая смазка направляющих п осей роликов.

В сухих газгольдерах необходимо строго контролировать подачу смазки к жидкостному затвору и следить за исправностью вентиляции в пространстве-над поршнем. Состав воздуха в нем проверяется ежедневно. Все газгольдеры должны быть обеспечены средствами пожаротушения.

§ 6. ГАЗГОЛЬДЕРЫ'ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Газгольдеры высокого давления широко применяются в промышленности. В городском газовом хозяйстве их используют для аккумуляции газа в часы малого потребления газа и выдачи его при наибольшем потреблении в течение суток.

Цилиндрические газголь-деры, установленные на газгольдерных станциях, имеют объем 175 или 270 м3. Внутренний диаметр пх 3200 мм.

Газгольдеры могут быть рассчитаны на избыточное давление от 2,5 до 20 кгс/см2.

На рис. 9.7, а, 6 пред- рис. ставлена схема цилиндрического газгольдера посто-янного объема и высокого давления, расположенного горизонтально и вертикально. Днища газгольдера имеют сферическую форму.

9.7. Схема цилиндрического газгольдера высокого давления»

• горизонтальный; б—[вертикальный.


Шаровые газгольдеры высокого давления строят объемом 600 м3. Намечается строительство газгольдеров объемом 4000 м3. В некоторых зарубежных странах строят шаровые газгольдеры объемом 5 000—10 000 м3. Во Франции-построен самый большой шаровой газгольдер. Его объем равен 87 000 м3.

Шаровая оболочка газгольдера собирается из отдельных лепестков, имеющих кривизну в двух направлениях. Лепестки вальцуют холодным способом на специальных вальцовочных машинах. Монтаж газгольдера осуществляется на строительной площадке.

Материалы, применяемые для изготовления газгольдеров высокого давления

Газгольдеры высокого давления должны полностью отвечать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Оболочки цилиндрических газгольдеров изготовляют из стали марки В Ст.З по ГОСТ 380—60, мартеновской (спокойная по подгруппе В) и из сталей-марок 15ХСНД (НЛ-2), 09Г2С (Н) и др.

Для оболочки шаровых газгольдеров применяется низколегированная •сталь марки 09Г2С (М) или 16ГС (ЗН).

Расчет газгольдеров на прочность

Толщина стенки цилиндрической части газгольдера определяется в соответствии с указаниями руководящих технических материалов (РТМ 42-62 «Сосуды и аппараты, нормы и методы расчета на прочность узлов и деталей») по формуле

<9'7>

где р — расчетное внутреннее давление; D — внутренний диаметр цилиндрической части газгольдера; а — номинальное допустимое напряжение (для стали марки Ст.З о — 1490 кгс/см2, для стали марки 09Г2С (А!) сг = 1840 кгс/см2); •rj — поправочный коэффициент (т) = 0,9); <р — коэффициент сварного шва •(ф = 1); с — поправка к толщине стенки на недокат и на округление.

Толщину сферической части корпуса газгольдера определяют по формуле

‘-TS§ryw-e'    <9'8>

где h — высота выпуклой части сферы (по внутренней образующей). Остальные обозначения те же, что и в формуле для толщины стенки цилиндрической части.

Опоры п оборудование газгольдеров

Горизонтальные газгольдеры имеют четыре отдельные опоры. Общую нагрузку при расчете опор распределяют на три опоры. Две опоры являются неподвижными, а две другие — скользящими, что позволяет свободно деформироваться стенкам газгольдера вдоль оси от изменения температуры металла.

Для удаления воздуха пз гальгольдера его заполняют водой. Таким же способом освобождают газгольдер и от газа. Для горизонтальных газгольдеров, имеющих четыре опоры, нагрузку от воды, газгольдера п его оборудования распределяют на три опоры. Прп расчете фундаментов опор учитывается также ветровая нагрузка.

Газгольдеры высокого давления оборудованы запорной арматурой для отключения газгольдера от общего коллектора, люк-лазом для периодического внутреннего осмотра, патрубками для слива конденсата п удаления воздуха или газа и предохранительными клапанами. Обычно один предохранительный клапан устанавливают на батарею газгольдеров. Для осмотра газгольдера служат лестницы и площадки.

Тепловой режим газгольдеров

При быстром отборе газа из газгольдеров постоянного объема были случал их разрушений при эксплуатационных давлениях, которые значительно меньше расчетных. Это приводит к предположению, что температура металла газгольдеров может опускаться значительно ниже температуры окружающей среды и температурного предела хрупкости. Естественно, что материал (сталь) для изготовления газгольдеров надо выбирать с пределом хрупкости, меньшим минимальной температуры, которую может приобрести металл при максимальном отборе газа. Для эксплуатирующихся газгольдеров необходимо устанавливать величину максимального допустимого отбора газа, при котором температура металла еще не достигнет предела хрупкости; это позволит резко повысить безопасность эксплуатации газгольдерных парков.

Для приближенной оценки температурного режима газгольдера, из которого отбирается газ с массовым расходом q = idem, на основании первого начала термодинамики имеем:

8q = 6g* bq** = di — vdp,    (9-9)

где 6q    —    полное    количество тепла, полученное или отданное    1    кг    газа    в газгольдере;    бq*    — удельный подвод тепла из окружающей среды;    бq**    — удель

ное количество тепла внутреннего теплообмена; i — удельная величина энтальпии; v — удельный объем газа в газгольдере: р — давление газа в газгольдере.

Пренебрегая внутренними необратимыми потерями тепла внутри газгольдера (8q** = 0), получим (газ идеальный)

б q* = CpdT-vdp,    (9.10)

где Ср — средняя (в рассматриваемом процессе) массовая теплоемкость газа прп постоянном давлении: Т— абсолютная текущая температура газа в газгольдере.

Удельный подвод тепла пз окружающей среды (потерп тепла с соответствующим знаком минус):

6 q* = -JiLSL^IA^t    (9.11)

где к — полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду (или наоборот); F — поверхность газгольдера: Т0 — абсолютная температура окружающей среды 0 = idem); х — время с начала отбора; G — масса газа в газгольдере в данный момент

G = G0-gr:    (9.12)

G0 — масса    газа    в    газгольдере в момент начала отбора    газа.

Из    уравнения    состояния рFr = (G0gr) zRT    (где    z —    средний коэффи

циент сжимаемости газа, Уг — объем газгольдера, причем Vr = idem), находим:

dp~ (G*~r)zR.dT-^dT.    (9.13)

vr    Fr

Подставляя значения 6q* и dp (в 9.10), получим

kF (Т - Т0) dx ~ (G0 - gx) (Ср -;R)dT ~ gTzR dx = 0.

Разделив переменные и проинтегрировав, найдем температуру газа в газгольдере в процессе выхода его с массовым расходом g = idem:

kF То

/ а \ g(c„-zR)T* r = r*-(rH-r*)(g^)    ,    (9.14)

где Тн — температура газа в газгольдере в момент начала отбора; Т* — приведенная абсолютная температура окружающей среды (с учетом отбора газа)

Время, по истечении которого температура газа доводится до заданной температуры (например, Т0) или до температуры хладноломкости газгольдерной стали, из формулы (9.14), будем иметь:

gT*(Cp-zR) и

Т — Т* \ hFTa

(9.15)


Минимальная температура газа в газгольдере при большом отборе g определяется по формуле

(9,16)

Эта температура тем меньше, чем больше g и меньше kF.

При Тн ^^min газ в газгольдере охлаждается (кривые 1, 2, 3 на рпс. 9.8), а при ТнTm-m — нагревается (кривая 4), стремясь к Tmjn (в конце отбора). При Ts = Тmi„ температура газа в газгольдере не изменяется. В этом случае приток тепла из окружающей среды уравновешивается эффектом расширения газа (прямая 5). Если газ из газгольдера не отбирается, то Tmin -^-Т й.

При отсутствии теплообмена (при к = 0 для изолированных газгольдеров) или при быстром отборе газа, когда теплообмен играет незначительную роль

(9.17)

происходит наиболее интенсивное охлаждение газа вследствие адиабатического его расширения.

При отсутствии отбора газа (g = 0) температура газа будет изменяться по закону

Т = TQ-(TH-T,)e (V2R)G\

(9.18)


которое отличается от известной формулы В. Г. Шухова наличием zR в экспоненте, учитывающим изменение температуры газа при расширении пли сжатии (кривые 6, 7, 8). Охлаждение газа, рассчитываемое по формуле (9.18), идет быстрее, чем это следует по формуле В. Г. Шухова.

Минимальная температура газа в газгольдерах всегда должна быть выше предела хрупкости сталей Тх во избежание разрушения газгольдеров. Для этого максимальный допустимый отбор газа ?доп не должен превосходить величины:

(9.19)

где Т0 — минимальная температура окружающей среды.

Отбор ?доп возрастает с увеличением температуры окружающей среды и поверхности газгольдеров. Поскольку прп одинаковом объеме поверхность шаровых газгольдеров меньше поверхности горизонтальных и вертикальных цилиндрических, то ^доп из цилиндрических газгольдеров в 1,5—2 раза больше, чем из шаровых. Поскольку газовая постоянная газов с малым молекулярным весом, например метана, больше газовой постоянной тяжелых газов, то допустимый отбор gRon пропана или этана значительно больше, чем ?доя метана.

Следует иметь в виду, что gAon из (9.19) определяется с некоторым запасом в сторону увеличения надежности, так как минимальная температура стенки газгольдеров всегда несколько выше температуры газа, когорая опускается наиболее нпзко в конце процесса опорожнения, когда давление в газгольдере значительно меньше расчетного.

На рпс. 9.9 приведена кривая 1 напряженного состояния (сг) цилиндрического газгольдера объемом 180 м3 пз сталп Б Ст.З (диаметр 3,22 м, толщина сгенки 6 = 10 мм, поверхность 200 м2) в зависимости от температуры при-огборе газа с расходом g — 1650 кг?ч и ломаная 2 критической температуры хрупкости этой же стали. Начальная температура газа (метана) Тн = Т0 =


— 293 К (20' С), начальное абсолютное давление рн = 9 • 105 Н/м2. Коэффициент теплопередачи к = 21 Дж/(м2 • ч • СС), Ср = 2,22 Дж/(кг • °С), z = = 0.95. Прп этом Т* = —28г С.

рис. 9.8. График изменения температуры газа в газ- Рис. 9.9. Напряженное состояние газгольдера при гольдере при отборе.    отборе    газа.

1 — кривая напряжения в стенке газгольдера; 2— кривая критической температуры хрупкости стали.

Как следует пз рис. 9.9, несмотря на высокую начальную температуру, сталь прп отборе газа попадает в зону хрупкого разрушения, причем наиболее опасен не начальный перпод истечения газа, когда газгольдер работает под наиболее высоким давлением, а промежуточный перпод, когда напряжения а еще достаточно велпкп, а температура газа быстро снижается. Естественно, что при более низких температурах окружающей среды Т0 эта сталь для строительства газгольдеров совершенно непригодна,

Аналпз изменения температуры газа прп отборе его из газгольдера позволяет установить следующее:

1)    при быстром отборе газа пз газгольдеров температура его может снизиться значительно ниже температуры окружающей среды п предела хрупкости газгольдерной стали, в результате чего возможно разрушение газгольдеров;

2)    для предотвращения аварпй наибольший отбор газа не должен превышать допускаемого по формуле (9.19);

3)    прп строительстве газгольдеров сталь следует выбирать с учетом работы газгольдеров при температурах ниже минимальной температуры окружающего воздуха. Предел хрупкости сталей должен быть выше Тт\п, определяемой по формуле (9.16).

§ 7. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ТРУБАХ

Хранение природного газа под высокпм давлением может осуществляться в стальных трубах. При весьма высокпх давлениях метан сжимается больше, чем при умеренных давлениях. Этпм свойством обладают реальные газы.

М =

ш ZRT .

Чем меньше коэффициент сжимаемости, тем большее количество газа можно закачать в емкость. Коэффициент сжимаемости для метана при температуре 0° С и давлении 150 кгс/см2 равен 0,75. При отклонении давления от 150 кгс/см2 в сторону уменьшения или увеличения коэффициент сжимаемости возрастает. Поэтому наиболее выгодными условиями хранения метана в трубах является диапазон от 120 до 180 кгс/см2.

По данным зарубежных исследователей сжатый природный газ можно перевозить в танкерах на сравнительно небольшие расстояния. Анализ капитальных и эксплуатационных расходов при морском транспорте сжиженного природного газа показал, что значительная доля этих расходов связана со средствами сжижения газа. При транспорте на небольшие расстояния затраты на морской транспорт составляют менее четверти от общих затрат. Следовательно, для таких перевозок может быть использован способ сжатия метана в емкостях, установленных на специальных судах.

Для оборудования танкера рекомендуются трубы диаметром 500 мм и длиной 20 м. Трубы изготовляют из стали марки Х100 с пределом прочности 70 кгс/см2. Всего размещается на танкере 1500 труб. Трубы располагаются вертикально. Общий вес труб составляет 44 000 т. Такой танкер для перевозки сжатого природного газа вмещает 9 ¦ 108 м3 метана. Аналогичные танкеры для нефти рассчитаны на 90 000 т жидкости. Подсчеты показали, что транспорт сжатого природного газа может оказаться выгоднее транспорта газа в сжиженном состоянии, если расстояние не превышает 1000 км.

§ 8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКНЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗГОЛЬДЕРОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ И ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Наиболее распространены в промышленности мокрые газгольдеры низкого давления. Строительство их хорошо освоено, а также они удобны в эксплуатации. Сухие газгольдеры низкого давления поршневого типа мало надежны в эксплуатации. Кроме того, на сухие газгольдеры расходуется меньше металла, чем на мокрые. Например, на газгольдеры объемом 10 000 м3 расходуется следующее количество металла: 33,9 кг/м3 на мокрые газгольдеры и 30,8 кг/м3 на сухие газгольдеры.

Стоимость хранения газа в газгольдерах высокого давления составляет 0,0012—0,009 коп/м3.

Газгольдеры различных типов могут использоваться для длительного или кратковременного хранения газа, смешения различных газов, измерения количества газа и его распределения.

Газгольдеры низкого давления широко применяются на химических заводах, но могут быть использованы и в газораспределительных сетях.

Газгольдеры высокого давления в газораспределительных сетях используются для покрытия суточной неравномерности потребления газа в городах.

Трубчатые газгольдеры можно применять для транспортирования природного газа в танкерах на относительно небольшие расстояния.

В Советском Союзе в городских газораспределительных сетях используются газгольдеры высокого давления. В Москве некоторые газгольдерные станции оборудованы цилиндрическими вертикальными газгольдерами высокого давления (~8 кгс/см2). Эффективность газгольдеров в системе городского-газоснабжения и их практическая целесообразность снижаются с появлением подземных хранилищ природного газа.

.    ХРАНЕНИЕ    СЖИЖЕННЫХ    ГАЗОВ

§ 1. ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Основной пс i очнпк сырья для получения сжпженных газов — попутный нефтяной газ. поступающий пз нефтяных скважпн вместе с нефтью. Другими источниками сырья являются природные газы с повышенным содержанием пропана п бутанов. газы стабилизации нефтп, а также газы, полученные на нефтеперерабатывающих заводах в результате термической обработки нефти, п др.

Попутный нефтяной газ отличается от природного газа «чисто газовых» месторождений более высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов. В практике применяются следующие способы извлечения и разделения фракций сжпженных газов: маслоабсорбцпонный, углеадсорбционный, компрессионный, низкотемпературной конденсации и др.

Наиболее распространенным методом производства сжиженных газов п газового бензина является маслоабсорбцпонный. Сущность этого метода основана на том, что минеральные масла обладают способностью растворять в себе тяжелые углеводороды (чем тяжелее углеводород, тем активнее он растворяется в масле). Контакт масла с углеводородами осуществляется на специальных тарелках, вмонтированных в абсорбционные колонны. Эффективность абсорбции во многом зависит от давления п температуры процесса и от величины поверхности контакта. Чем выше давленпе и ниже температура, тем полнее п эффективнее повышается процесс поглощения. Поглотительным маслом (абсорбентом) служит обычно легропно-кероспновая фракция.

Простейшая схема получения сжиженного газа пз попутного нефтяного газа методом масляной абсорбции показана на рис. 10.1. Смесь сырой нефти и попутного газа пз действующей скважпны 1 поступает в сепаратор (трап) 2 п затем в резервуары 3, а попутный газ выходит сверху сепаратора и по трубопроводу поступает в маслоабсорбцпонную колонну 4. В этой колонне сырой (жирный) газ, содержащий в себе фракцип природного бензина, сжиженных газов и сухого природного газа (в основном метана), проходпт через абсорбционное масло, обладающее свойством поглощать фракции газового бензина и сжиженных газов. Отделяемый при этом сухой природный газ направляется вверх п оттуда по трубопроводам идет в газовую сеть для питания промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Абсорбционное масло, насыщенное углеводородными компонентами, направляется в перегонную колонну 5. Здесь смесь газового бензина и сжпженных газов выпаривается в виде нестабильного бензина, а абсорбционное масло, освобожденное от этих фракций,

возвращается на установку. Нестабильный бензин поступает в «стабилизационную» колонну 6, в которой происходит процесс отделения от него более легких углеводородов, являющихся фракциями сжиженных газов. Стабильный газовый бензин в виде готового продукта удаляется из нижней части стабилизационной колонны, а фракции сжиженных нефтяных газов (пропан, нормальный бутан и- изобутан) отводятся через верхнюю часть колонны.

т-



л


Рис. 10.2. Схемы установки надземных и подземных цилиндрических резервуаров. а — надземный резервуар; б — подземный резервуар; в — резервуар с засыпкой.


Отбензинен-

Рис. юл. Схема получения сжиженных газов из попутных нефтяных газов.

§ 2. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана п их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа прп максимальной температуре воздуха в летнее время, но не ниже —50° С. Подземные резервуары рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению- насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже +25° С.

Цилиндрические горизонтальные резервуары изготовляют объемом 10, 12, 25, 50 и 175 м3. Схема установки и обвязки наиболее распространенных резервуаров объемом 25 и 50 м3 приведены на рпс. 10.2 и 10.3. Шаровые резервуары применяют в основном для хранения бутана. Для изготовления шаровых резервуаров расходуется меньше металла на единицу объема. Например, шаровой резервуар объемом 600 м3 прп толщине стенки 22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс/см2, весит 70 т.

Все отключающие устройства на надземных резервуарах располагаются в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключающие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.

Внутренний диаметр штуцеров для манометров, отбора проб газа и уровнемерных трубок должен быть не более 3 мм. Такое отверстие распыляет струю жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро ликвидировать неисправность.

Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучен окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или располагают под навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз имеет диаметр 0,45 м, а люк для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь горизонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней человека во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен оборудоваться незамерзающим клапаном.


рис. 10.3. Схема установки и обвязки надземного цилиндрического резервуара.

1 — клапан дренажный незамерзающий; 2вентиль запор ньшЛу=40 мм; з — скоростной ’ клапан на расходном трубопроводе жидкой фазы; 4 — карман для термометра;

5    — кран проходной стальной Dy = 80 мм;

6    — вентиль для отбора пробы; 7 — указатель уровня жидкой фазы;

8 — обратный клапан Dy — 80 мм; 9 — трубопровод для заполнения резервуара; ю — резервный штуцер; 11 — штуцер для установки сигнализатора предельного уровня; 12 — люк для осмотра резервуара Dy=

=450 мм; 13 — предохра*-нительные клапаны; 14 — трубопровод паровой фазы; 15 — надземный стальной цилиндрический резервуар:    16    —

люк для вентиляции резервуара; 17 — кран

проходной стальной

Dy = 50 мм.

Резервуары базы хранення оборудуются следующими КИП и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями давленпя паровой фазы, предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами п вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуара паром или инертным газом и удаления из него воды и тяжелых остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы.

Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара устанавливается скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод при его разрыве или другой аварип на нем. приводящий к выбросу из резервуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводится отдельный наполнительный трубопровод, то на нем должен быть установлен обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы. Каждый резервуар оборудуется не менее чем двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим п контрольным), снабженными устройствами для контрольной продувки.


1Z П \V1J 14 К 16 , /7


8.:    9 W 11

-МО-1 БОН'8и0 ~1800^ 300




т^гХ* Ч g'1 г &    ^'

3 2 1    L-*—*

W0^-^2000-^r*-БЕОО-^-170(h~\


Хранение сжиженных газов в наземных изотермических резервуарах при низких температурах (—43° С) и атмосферном давлении (пли при давлении, близком к нему) дает возможность снизить расход металла и уменьшить разрывы между хранилищами и зданиями, т. е. удешевить строительные работы и уменьшить взрывоопасность (понижение давления снижает вероятность утечек).

Хранилища представляют собой тонкостенные резервуары большого объема, имеющие цилиндрическую форму. Наружную поверхность резервуара изолируют минеральным войлоком, стекловолокном или вспененными полимерными материалами. Поддержание низкой температуры может быть осуществлено путем испарения части сжиженного газа и за счет выхода паров в газораспределительные города, предприятия или специальной холодильной установкой.

Поступление тепла через стенку резервуара незначительно (вследствие хорошей изоляции) и вызывает испарение 0,5—0.3% объема хранящейся жидкости в сутки.

Основное поступление тепла происходит с жидкой фазой, подаваемой при наполнении резервуара. В этом случае мощность холодильной установки зависит от скорости заполнения резервуара и температуры поступающего в резервуар сжиженного газа.

Если изотермический резервуар используется как хранилище сжиженного газа при установках регазификации, то охлаждать доставляющийся в цистерну газ можно за счет самоиспарения жидкой фазы. Хранение при промежуточных температурах или в частично охлаждаемых резервуарах осуществляется при температурах ниже окружающей среды. Для таких условий хранения обычно используются сферические резервуары, рассчитываемые на давление 5—

5,5 кгс/см2. Величины целесообразных давлений и температур хранения, а также тип резервуара, обеспечивающие достижение оптимальных экономических показателей, определяют в результате сопоставления стоимостей резервуаров и холодильной установки.

С увеличением объема хранения сжиженного газа удельные затраты на сооружение изотермических хранилищ заметно снижаются. Стальные изотерми~ ческие хранилища сжиженных газов могут быть как в наземном, так и в заглубленном исполнении.

Хранение сжиженного газа возможно и в замороженном грунте при давлении до 250 мм вод. ст. Хранилище представляет собой котлован, вырытый в земле. Температура жидкой фазы в хранилище составляет для пропана около —42° С. Перед отрытием котлована грунт вокруг него замораживают при помощи нагнетаемого в землю сжиженного пропана через специальную систему труб. После того как граница замороженного грунта достигнет диаметра будущего хранилища, начинают рыть котлован. Подачу сжиженного газа прекращают после замораживания грунта по всей глубине будущего котлована. Во время замораживання производят теплоизоляцию поверхности земли в районе укладки труб. Хранилище имеет два трубопровода для закачки и отбора сжиженного газа и трубу, снабженную дыхательными клапанами. Заполнение хранилища производится до уровня 0,6 м от верха котлована.

Хранение сжиженных газов в подземном котловане с замороженным грунтом дешевле по сравнению с обычными методами хранения газа в наземных резервуарах, подземных емкостях, сооруженных в грунте, песчанике и извест-

няке, пли в емкостях, размытых водой или соляными растворами. Потерь сжиженного газа через грунт не происходит, а потерп от испарения за счет тепла, поступающего через грунт, постепенно уменьшаются до 0,5% в сутки в зависимости от объема всего хранилища. Эти потери не выше, чем в наземном изотермическом резервуаре такого же объема. Испарившийся из хранилища газ можно использовать в качестве топлива плп возвратить в хранилище, используя холодильную установку.

§ 4. СТЕПЕНЬ ЗАПОЛНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ

Хранение сжпженных газов в стальных емкостях имеет свои специфические особенности, которые обусловливаются значительными величинами давлений насыщенных паров, коэффициента объемного расширения и сжатия жидкостей. Количество сжиженного газа, помещаемого в емкость, строго ограничивается нормой наполнения, определяемой по формуле

G = Гр',

где V — объем емкости; р' — плотность жидкого газа при максимально воз-згожноп температуре в условиях эксплуатации.

Допустимое давленпе в емкости определяется давлением насыщенных паров сжиженного газа. Еслп сжиженного газа помещено в емкость больше нормы, го при нагревании до максимальной температуры, разрешаемой в условиях эксплуатации, это приведет к повышению давления больше допустимого.

Для расчета давления в случае заполнения емкости жидкой фазой приходится учитывать упругое и термическое приращения ее объема.

Пусть в емкость объемом Vx помещен сжиженный газ. При температуре газа Тх степень заполнения емкости к, а плотность загрузки рг определяются выражением

(10.1)


Pi = /c(Pi — о!) — р\.

Здесь степень заполнения к — отношение объема жидкой фазы ко всему объему емкости V1; а р' и р" — плотности соответственно жидкой и паровой фаз при пх равновесном состоянии. Если при нагревании сжиженного газа жидкая фаза заполнит весь объем, то давление в емкости рабс будет складываться из давления насыщенных паров р t и давления сжатия жидкой фазы Арсж:

(10.2)


Р абс Pyt Арсж-

Давленпе Арсж определяется через приращение объема жидкости в результате изотермического сжатия ее стенками емкости:

(10.3)

T'’iPi


ViPi

Pt


где рсж — коэффициент объемного сжатия; p't — плотность жидкой фазы при температуре Т и давлении насыщенных паров pyt.

Объем емкости Vpt находится как сумма упругого AV р и термического AVt приращенпй п начального объема

Сопоставляя уравнения (10.1). (10.2) п (10.3). найдем степень заполнения емкости

h    ^    vt    Pi    -

(Pi — Pi') [1 — рсж (Рабе— Pyt)\ ~    (Pi —Pi')    (10.5)

Отсюда количество газа, которое может быть помещено в емкость п при нагревании не будет угрожать повышенпем давления выше допустимого, определяется выражением

gt - vlPl = Р; тг- t--(?6c_Pyf)]- ¦    (Ю.6)

Приращения объема емкостп в результате упругого п термического расшп-рения могут быть найдены в каждом конкретном случае. Для цилиндрической емкости с полусферическими днищами эти прпращенпя определяются выражениями:

при термическом увеличен ип объема

AV^Y^aiT-TJ:    (10.7)

при упругом увеличении объема

AVP = Yijjr(p^c—pyi)-    (Ю.8)

где а — коэффициент лпнейного расширения металла корпуса баллона; б — толщина стенки и днища баллона; Е — модуль упругости материала корпуса баллона.

Давление в емкости при нагревании сжиженного газа равно давлению насыщенных паров и изменяется согласно кривой равновесного состояния, пока имеется паровая подушка. Как только ежпженный газ нагревается настолько, что его жидкая фаза заполнит весь объем емкости, давление начнет изменяться в соответствии с зависимостью (10.2). Чем меньше фактическая степень заполнения, тем больше сжиженный газ может быть нагрет, пока его жидкая фаза не заполнит всего объема.

Норма наполнения емкостей сжиженным газом будет рассчитана правильно в подземных и надземных емкостях и в баллонах при температурах соответственно + 40, +55 и +65: С. если жидкая фаза газа в результате температурного расширения полностью займет весь объем емкостп.

При нагреванпи ежпженного газа до расчетной температуры (так будем называть пределы температур —40. —55 и —65" С) не всегда жидкая фаза заполняет весь объем емкости точно при этой температуре. В одних случаях это произойдет при меньших, в других при больших температурах, чем расчетная, даже для одинаковых по номинальному объему емкостей п наполненных одинаковым количеством газа. Первая причина этого заключается в том. что емкость могла быть выполнена газом больше или меньше нормы. Отклонение от нормы происходит вледствпе неточного определения количества газа объемно-весовым способом в емкостях п взвешиванием в баллонах. Вторая причина — геометрический объем емкостп может быть больше или меньше номинального. Если емкость калибровалась на месте монтажа, то вследствие погрешностей при обмерах ее табличный объем может оказаться больше или меньше действительного.

При эксплуатации емкости сжиженный газ может быть нагрет до расчетной температуры. Если жидкая фаза заполнит весь объем емкостп при темпе ратуре, меныпеп, чем расчетная, то прп дальнейшем повышении температуры давление сжиженного газа .может стать больше допустимого и привести к пластическим деформациям емкости.

Зависимость давления от температуры в емкости, когда весь объем заполнен жидким газом, из формулы (10.2) будет иметь вид:

— 1— За (Г— 7’i)+-r?-pi/i — 77- РсжРи Р абс=----— >    (Ю.9)

р; ,irA ье

где с — коэффициент, учитывающий геометрическую форму емкости при упругом увеличении ее объема. •

Будем считать температуру газа Т постоянной и равной расчетной. Если емкость имеет объем, равный номинальному, и наполнена количеством газа, равным норме наполнения, то давление будет соответствовать давлению паров при расчетной температуре.

Допустим, норма наполнения превышена, а объем уменьшен в результате отклонения его от номинального значения. В этом случае увеличение давления в емкости сверх давленпя паров при расчетной температуре может быть определено как сумма приращений функции давления по переменным — норме наполнения и объему емкости согласно формуле

dG

dn= -_—_мсж_—__I-

Р    PiVi    (    G\ic- , cD у-    +

Рсж V I'lPf ~ ЬЕ pfTf , <?рсж , ф

(10.10)


rLo; 1ье

Выясним величины отклонений количества газа и объема емкости от их номинальных значении.

В емкости прп учете газа объемно-весовым способом его количество может быть неточно определено в результате простой ошибки оператора, а также из-за погрешностей прп определении температуры газа и прп замере уровня. Если принимаемое или отпускаемое количество продукта значительно, то суммарная погрешность объемно-весового способа составляет от ±0,3 до ±0,4%, а если отпускаемое количество продукта учитывается счетчиком, то погрешность составляет ±0.5%.

Погрешность объема типовых горизонтальных резервуаров при калибровке составляет от ±0.5 до ±0.7%. Для горизонтальных резервуаров малого объема (до 10—15 м3) предельная погрешность калибровки принимается равной 1%.

При некотором представлении о величине погрешностей определения количества газа и объема емкости при изготовлении или калибровке по формуле (10.10) вычислим изменение давления в емкости и баллоне. Допустим, что имеем неблагоприятный случай: количество газа против нормы завышено, а объем меньше номинального на величину абсолютной погрешности. Величину отклонений в вычислениях будем брать равной погрешности соответствующего измерения.

""Пример 10.1. Рассчитаем величину давления, которая может быть в наземной емкости объемом V = 25 ± 0,2 м3, наполненной пропаном в количестве G = 10700 ± 53 кг; газ нагрет до расчетной температуры 328 К. Характеристика емкости: горизонтальная цилиндрическая с полусферическими днищами; коэффициент формы с = 1,4, диаметр D = 2 м; толщина стенки б = = 24 мм; материал корпуса Ст.З; коэффициент линейного расшпрения и модуль упругости металла корпуса соответственно: а = 12 • 10“6 1/°С и Е = 2,2 X Х10209 Н/м2; абсолютное давленпе прп гидравлическом испытании р = 24 X XlO210 Н/м2. Коэффициент объемного сжатия пропана (5Сж = 72 • 10“211 м2/Н. Плотность жидкой фазы и давленпе насыщенных паров пропана соответственно равны:

при Т = 338 К р' = 421 кг/м3 и р = 23 • 106 Н/м212;

при    Т    =    328    К р' = 437 кг/м213 и    р = 19,31 • 10214    Н/м2;

при    Т    =    293    К р' = 499 кг/м3 и    ру = 8,46 ¦ 105    Н/м2.

Изменение давления по формуле (10.10):

7 __72 • 10~215 ¦ 1,07-53 , ^ 72 •    Ю'*0 ¦ 1,07 ¦ 10 700-0,2 _

Р~    437 -25-6-10-216    437 • 252 ¦ 6 • 10'17

- 6,32 • 105 - 9,06 • 105 = 15,38 • 105 Н/м2.

Полное давление в емкости

р 19,31 • 105 — 15,38*105 = 34,69 * 105 Н/м2.

В неблагоприятном случае давленпе в емкости на 10,69 • 105 Н/м2 будет больше давления гидравлического испытания.

Пример 10.2. Рассчитаем величину давления, которое может быть в баллоне объемом V = 50 ±0,2 л, наполненном пропаном в количестве G 21,5 ± 0,26 кг при условии, что газ нагрет до расчетной температуры 338 К.

Характеристика баллона: днища полусферические; коэффициент формы с = 1,54; диаметр D = 0,3 м, толщина стенки 6 = 4 мм; характеристика материала корпуса баллона та же, что в примере 10.1; абсолютное давленпе гидравлического испытания р = 26 • 105 Н/м2.

Баллон, наполненный газом, взвешивается на весах типа BAI-150, точность взвешивания ±0,065 кг.

Изменение давления по формуле (10.10): является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимеризуясь, эта жидкость создает ячейки твердого вещества, которые напоминают пчелиные соты. Сжиженный газ закупорен в этих ячейках. Вся масса принимает свойства твердого тела. Внешне твердое топливо представляет собой брикеты белого или желтого цвета в виде цилиндров. Плотность их близка к плотности исходного сжиженного газа. Содержание сжиженного газа (в виде жидкости) в брикете составляет около 95%. остальные 5% —это вещества, образующие структуру брикета. Размеры ячеек в брикете для разных эмульсий находятся в пределах от 0,5 до 5 мкм.

Для предохранения брикета от внешних повреждений и уменьшения потерп горючего за счет испарения на его поверхность вносят слой раствора поливинилового спирта. После высыхания на брикете образуется прочная пленка (в таком виде он хорошо сохраняется длительное время). Брикеты весом 800, 400 и 200 г упаковывают в коробки из плотной бумаги или картона. В таком виде они поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упаковки, оказались крафт-бумага в сочетании с легкими деревянными решетками. Хранение в засыпанных ямах на глубине 1,1 м показало, что брикеты не изменяются в течение четырех лет. что оказалось допустимым. Для хранения сжиженных газов в твердом состоянии не расходз'ется металл и не требуются дорогостоящие хранилища.

§ 1. МЕТОДЫ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

На газоприемораздаточных (ГПРС) п газонаполнительных станциях (ГНС) операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей сжиженных газов, являются основными технологическими операциями. Они могут

осуществляться путем использования гидростатического напора жидкости между освобождаемым и приемным резервуарами, насосами, компрессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождаемом резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре, созданием избыточного давления газа в паровом пространстве освобождаемого резервуара путем закачки в него инертного газа. Наряду с этим в настоящее время используются комбинированные методы перемещения: насоснокомпрессорный метод, насосно-испарительный и перемещение насосами с помощью инжекторов.

Рис. 11.1. Схема перемещения сжижен ных газов за счет разности уровней I — транспортная цистерна;^ 2 — стационарная емкость; 3 — баллон.


Использование гидростатического напора

Слпв — налив по этому методу (рис. 11.1) производится с использованием разности уровней между транспортной цистерной п стационарной емкостью. Для производства слива необходимо соединить уравнительной линией паровые пространства емкостей и открыть краны на жидкостной линии. Давления в паровых пространствах емкостей будут равными и жидкость будет переливаться за счет гидростатического напора. Для обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,7—1 кгс/см2. При сливе пропан-бутановых смесей эта величина будет составлять 13—20 м. Если паровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией, то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цистерне будет на 10—15° С ниже, чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы раз-

ность геометрических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно возможную разность температур п соответствующую ей разность давлений.

Преимущества перемещения газа за счет разностей уровней следующие: исключительная простота конструктивного оформления; отсутствие механических агрегатов; надежность работы всех устройств; готовность схемы к работе в любое время, вне зависимости от наличия постороннпх источников энергии. Недостатки: возможность использования этого метода только в местностях с гористым рельефом; увеличенные размеры площадки; большие потери газа прп отправленпп его в виде остатков паров в цистернах: продолжительный слив. Поэтому указанный метод, несмотря на свою простоту, не может быть широко использован на практике.

Использование сжатого газа

При наличии вблизи ГПРС плп ГНС источника инертного газа необходимого давления выгодным методом перемещения сжиженного газа из резервуара в резервуар является закачка инертного газа в широкое пространство освобождаемого резервуара. Прпчем инертный газ можно подавать через регулятор давления или компрессором. Прп подаче компрессором давление в сливаемой емкости поднимается до максимального. По мере его падения производится подкачка газа. Еслп температуры в слпваемой и наполняемой емкостях равны, то парциальное давленпе пнертного газа в сливаемой емкости должно только компенспровать гидравлические потери в системе слива, составляющие 1,5— 2.0 кгс/см2. Для создания такого давления в освобождаемую емкость необходимо подать инертный газ объемом

FHH = (1,5-2)F,

где V — объем освобождаемой емкостп в м3.

По окончанпп слпва смесь паров п газа необходимо выпустить в атмосферу или, если эта смесь горючая, — в городской газопровод.

Для перемещенпя сжиженного газа по рассмотренному методу необходимо учитывать растворпмость в нем инертного газа. В качестве основных побудителей перемещенпя рекомендуются газы: технический азот; двуокись углерода и природный газ. При все более увеличивающейся плотности газопроводной сети наиболее выгодным для этих целей мог бы быть природный газ, состоящий на 98,5% из метана. Следует отметить, что растворимость метана в углеводородном газе незначительна. Наличие же в природном газе значительного количества этана, хорошо растворяющегося в пропане и бутане, особенно в зимнее время, может прпвестп к переходу этана в жидкость и к увеличению упругости паров сжиженного газа в емкостп (баллоне) выше допустимых норм при последующем нагреве баллона до нормальной температуры. Поэтому при сливе содержание этана в природном газе не допускается выше 3—5%.

Использованпе природного газа на обычных насосно-компрессорных ГПРС также выгодно, поскольку из-за высокой упругости и отсутствия конденсации паров природного газа резко сокращается расход подаваемого газа на вытеснение сжиженного. К недостаткам следует отнестп большие потери сжиженных газов прп выходе их в атмосферу п необходимость снабжения сжатым газом.

345

¦ИЫИЩиП Г inn j ~    '    :

§ 2. KOiMnoHOBKA П ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОПРИЕМО-РАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИИ

Насосно-компрессорные ГПРС

Основные технологические операции по этой схеме (рис. 11.2) выполняются насосами. Компрессоры используются для отсасывания паров из транспортной емкости после слива продукта, для создания подпора перед насосами, если установлены несамовсасывающие насосы, или для осуществления сливо-наливных операций в случае выхода из строя основных насосов.

Данная схема отличается от описанных выше большей сложностью, высокими энергетическими затратами, капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.

рпс. 11.3. Схема насосно-компрессорной станции сжиженного газа.

I — хранилище; 2насос; 3 — испаритель; 4 — железнодорожная цистерна; 5 — теплоноситель; 6жидкостная линия; 7паровая линия.


/ • г Но наполнение

6---7

Рис. 11.2. Схема насосно-компрессорной станцпп сжиженного газа.

1 — хранилище; 2 — насос; 3 — емкость; 4 — компрессор; 5 —железнодорожная цистерна; 6 —-жидкостная линия; 7 — паровая линия.

Насосно-пспарптельные ГПРС

Эта схема (рис. 11.3) отличается от вышеописанной установкой испарителя вместо компрессора. Однако в насосно-испарительных ГПРС в результате установки испарителя снижается примерно на 50% расход электроэнергии и повышается производительность установки за счет непрерывной работы испарителя. В этом случае представляется возможность избежать строительства специальных зданий, так как насосы и испарители можно помещать просто под навесом.

Основные назначения компрессора и испарителя в двух последних схемах принципиально не различаются. И в том и в другом случае прп помощи этих средств в освобождаемую емкость подаются перегретые пары сливаемого сжиженного газа, который, конденсируясь на поверхности жидкости, прогревает ее, в результате чего поднимается давление в паровом пространстве освобождаемой емкости. За счет созданного таким образом перепада давления производится слив. В этом случае насос, как правило, включается периодически по мере падения давления в освобождаемой емкости. Испаритель может подавать пары сжиженного газа в освобождаемую емкость периодически или постоянно. Прп этом сжиженный газ в него подается за счет естественной конвекции из емкости или принудительно насосом.

Компрессорные ГПРС

Все технологические операции выполняются только компрессорами. Несмотря на удобство (однотипное оборудование) и надежность этой схемы, ее энергетические затраты по сравнению с энергетическими затратами насосно-компрессорных ГПРС примерно на 40% выше, так как установленная мощность компрессоров^обычно в 2,5—3.5^'раза больше установленной мощности насосов.

Испарительные ГПРС

На этих станциях вместо компрессоров применяются испарители. Поэтому испарительные ГПРС выгодно отличаются от компрессорных ГПРС своей простотой, удобством обслужпванпя, низкими энергетическими затратами и капитальными вложениями. Однако вопрос удаления остаточных паров из транспортных емкостей здесь не решен. Особенно выгодно применять данную схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по магистральному газопроводу и есть источник тепловых отходов (горячая вода, пар).

Насосные ГПРС

Перемещение ^жиженных газов с помощью только насосов является довольно1 интересным с точки зрения надежности, удобства, простоты, малых энергетических затрат п капитальных вложений. Однако для этого необходимо решить вопрос о создании специальных самовсасывающих насосов или создать условия, при которых насосы всегда находились под действием гидростатического напора столба жидкости. Кроме того, отечественная промышленность выпускает железнодорожные цистерны только с верхним сливом сжиженного газа, что затрудняет применение чисто насосной схемы слпва.

Рпо. 11,4. Перемещение сжиженного газа насос-но-инжекторным методом.

1    —способ отсоса инжектором паров из сепаратора и подъема за счет этого жидкости на высоту;

2    — способ создания избыточного давления во всасывающем патрубке насоса; 3инжектор; 4сепаратор; 5 — насос; 6 — линия рециркуляции; 7 — запорный вентиль; 8 — вентиль для залива

жидкости.


Насосно-инжекторные ГПРС

Схема станций сжиженного газа, в которой используется насосно-инжекторный способ перемещения продукта, представлена на рис. 11.4.

Инжектор работает с помощью части жидкости (до 40—60%), подаваемой насосом 5.

В схему включен напорный сосуд 4, который служит для постоянного залива жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарации паровой и жидкостной фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции сжиженного газа по пути: резервуар — инжектор — напорный сосуд — насос — наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жидкость) — резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно постоянного и потому згстойчпвого режима, независимо от интенсивности разбора сжиженного газа на рампе.

Преимущество метода перекачки с помощью насосов — меньший расход энергии при перекачке. Недостатки метода: необходимость наличия источника энергии; сложность схемы обвязки насосов и пуска их в разные периоды года; ненадежность работы (срывы работы насосов); большие эксплуатационные затраты по ремонту для существующих насосов; большие потери газа на включение насосов и ликвидацию срыва работы их (продувка насосов с выпуском паров); необходимость прекращать наполнение баллонов при заправке автоцистерн или иметь дополнительные насосы; невозможность полностью удалить жидкость и пары из железнодорожных цистерн прп сливе; большой расход энергии (непрерывная работа в течение всего рабочего временп станции); низкий к. п. д. насосов; непригодность насосов, используемых для наполнения баллонов, для слива цистерн (небольшая производительность).

§ 3. ПРОЦЕССЫ СЛПВА — НАЛПВА СЖПЖЕННЫХ ГАЗОВ

Рассмотрим истечение сжиженного углеводородного газа из горизонтально-цилиндрического резервуара 1 диаметром Dx и длиной Ьг (рис. М.5) в такой

же резервуар диаметром D% и длиной L2 через сливной трубопровод площадью поперечного сечения / и приведенной длиной /пр. В резервуаре создано давление рсъ, при закачке в его паровое пространство инертного газа. По мере освобождения резервуара давление падает. Предположим, что парциальное давление паров сливаемого продукта остается на прежнем уровне. Тогда уменьшение давления смеси паров будет происходить только за счет уменьшения парциального давления инертного газа.

рие. 11.5. Схема сжиженного газа (углеводородного) из резервуара.


В резервуаре 2 давление р2 остается постоянным (принимается, что резервуарный парк пмеет газоуравнительную систему).

Предположим, что ось z направлена в сторону движения нефтепродукта. За время dx уровень в резервуаре 1 понизится на dzx и из него вытечет некоторое количество нефтепродукта:

со dz -- ц/ У2gz dx,    (11.1)

где jx — коэффициент расхода; со — площадь зеркала продукта в освобождаемом резервуаре:

со = 2Lil/z (?>! — %).    (Ц.2)

Активный напор z получаем из схемы слива (рис. 11.5):

г = П-Ох-^-гг)-±L + _p__*    .3)

гж \ж \ж

гДе Ри — парциальное давление инертного газа в резервуаре 1; рп — парциальное давление паров нефтепродукта; уж — удельный вес жидкости ж = = Рж?)-

Исходя из равенства объемов слитой пз резервуара 1 и поступившей в резервуар 2 жидкости, выразим z2 через zx; заменим в уравнении (11.3) рп, вы-разпв его из уравнения состояния, п. подставив значення (11.2) и (11.3) в формулу (11.1), решим его относительно dx:

и/ у 2g L V (0l — -'i) (-lb — azf — с)

где

I _ DiL\

D,L, '•

z1H — недоливаемый уровень нефтепродукта в освобождаемом резервуаре; z — начальный уровень нефтепродукта в наполняемом резервуаре; Z — коэффициент сжимаемости; G — вес инертного газа; R — газовая постоянная.

Интегрирование уравнения (11.4) приводит к эллиптическим интегралам первого и второго рода.

После интегрирования и соответствующих преобразований имеем:

(11.5)

где F и E — эллиптические интегралы первого и второго рода;

Ъ

С

к — модуль эллиптических интегралов

<р — амплитуда эллиптических интегралов

у = а — (Р — a) sin2 ср.

При полном освобождении резервуара 1 и z1K = 0 формула (11.5) примет

вид

(11.5а)

В формулах (11.5) и (11.5а) индексы «в» и «н» означают соответственно «верхний» и «нижний», а фк определяется из выражения

фн — arcsm

Если слив сжиженного газа идет прп рсм = const, то qp = 0; а = 0; 7 = re. Тогда при направлении оси z вверх формула (11.5) переходит в формулу М. С. Илембитова:

т =

где    _

к = У-j— ; p(x) = x(i — x)(n — x); х =

ч

Di


Пример 11.1. Определить время истечения н-Бутана из горизонтальноцилиндрического резервуара в такой же резервуар, имеющий = 2,6 м; Ьх = 10,1 м; Тг = Т2    =    5° С;    pCi, = 7 кгс/см2; р2    = 1,2 кгс/см2;    у =

= 595 кг/м3; а = 2; Ъ    =    3,24;    / = 0,00785 м2; |х = 0,18.

Вытеснение производится    метаном: G = 53 кг;    R =    52,9 (кгс-м)/(кг • К);

Z = 0,98; а = 1,388;    р    = 1;    у = 2,12; п = 0,625;    <р =    2,785; фн =    49°15';

я

Фв=Т-

По таблицам функций F (А-. -^-) = 2.034; Е (к. у) = 1,261; F (к, -у) =

= 0,93; Е (к, фн) = 0,7905.

Решение. По формуле (11.5а) т = 33,6 мин.

Расчет конструктивных примеров позволяет выявить зависимость времени освобождения резервуара от начального перепада давлений.

Анализируя эту зависимость, можно сделать вывод, что перепад давления выше 4—5 кгс/см2 существенного сокращения времени слива не дает. Поэтому следует принимать перепад равным 2—4 кгс/см2.

Рассмотрим компрессорный способ слива сжиженного газа пз резервуара компрессор нагнетает пары сливаемого газа в паровое пространство емкостп до определенного давления, одновременно происходит слив жидкости.

Для решения поставленной задачи необходимо рассмотреть уравнение теплового баланса спстемы пар — жидкость — металл емкостп и уравнение материального баланса.

Уравнение теплового баланса спстемы связывает тепло, подведенное к системе извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в отдельности.

Уравнение материального баланса устанавливает связь между количеством поданного в емкость пара, количеством слитой за время работы компрессора жидкости с изменением массы пара и жидкости в емкостп.

При совместном решении уравнений теплового и материального баланса принято:

1)    вследствие постоянства объема емкостп скорости изменения объемов жидкости и пара равны;

2)    скорость изменения температуры металла равна скорости изменения температуры пара;

3) скорости изменения физических параметров жидкости и пара при помощи частных производных связаны со скоростью изменения давления в емкости.

В результате имеем:

w -f и- к-г • - рп+т1

+    (H.e,

где

а = р    у    = cG^A\

' op    op    ’    '    ар    *

Р-    "'г;    '7и    «;,/-'(7'м- 7\,)т;    ¦    .

М" и Л/' — масса поданного пара и слитой жидкости; Ти и Т0 — температуры металла и окружающей среды; G п с — вес п теплоемкость металла емкости; F — поверхность резервуара: т — время нагнетания.

Значения плотностей, объемов п энтальпии жидкости и пара являются

первоначальными. Значения коэффициентов-^-    интервале    температур    от

О до 30" С могут быть приняты постоянными. Они легко определяются из соответствующих таблиц и диаграмм. Температура металла с достаточной степенью точности может быть принята равной среднеарифметической температуре пара за время нагнетания.

В формуле (11.6) первый член равенства выражает расход пара на заполнение объема, ранее занятого жидкостью, второй и третий — на изменение теплосодержания жидкости и пара, четвертый — на теплоотдачу в окружающую среду. Если процесс слива производится таким образом, что прогреванию подвергается не вся масса жидкости, а только ее верхний незначительный слой,

то, приняв = 0 и = 0, получпм

АТ" = — 1Т' _ fnV" v\ (р'^р1’) Ар _ уп др“ (t'p' — i"p")    _    р'~р"    (Л л п\

о'    (    " р" (?"— i")    ‘    ар    p'(t" — i')    ¦ q° р' (?" — ?')

Пример 11.2. Определить расход паров на слив пропана из автоцистерны АЦЖГ-12-200В. Степень заполнения цистерны / = 0,83; G = 5000 кг; с = = 0,105 ккалДкг • °С), температура t' = 0; С: t0 = —1° С; V" = 2,18 м3; V' = = 12 м8; рн = 4.9 кгс/см2; рк = 8,5 кгс/см2; а = 260-10-4 ккал (кгс-м); Р = = 1503 ¦ 10~4 ккал (кгс-м); *> = 2260-10”4 (ккал-м2)/кгс; q0 = '1140 ккал. Решение.

ip' — ?”р' _ 23 ¦ 529- ИЗ • 10,28_= Q

p’(i’-i')    529-90

р' — р" 529— 10.28

* 0,0109;

р'(?' — ?')    529-90

у    (2.18 • 2 -12 • 7.28) 10'4 = 83,04 • 10'4.

ор    ор    к    ’

По формуле (Г1.6) М" = 961.15 кг; по формуле (11.7) М" = 156,25 кг. При прогреве всей массы жидкости расход пара увеличивается прямо пропорционально отношению начального объема жидкости к начальному объему пара.

При компрессорном способе перемещенпя сжпженных углеводородных газов в паровое пространство освобождаемой емкостп нагнетают пары этого же газа, давление которых доводят до необходимой для перемещенпя велпчпны. По достижении заданного давленпя подача пара прекращается. Слив производится при уменьшающемся давленпп в паровом пространстве. Причем нпж-ний предел давления не должен быть меньше заранее заданной определенней величины. Вопрос о том, какое количество жпдкостп может быть слито за время падения давления от максимальной до минимальной велпчпны. имеет большое практическое значение. С одной стороны, это дает возможность определить удельный расход паров для перемещения жпдкостп. т. е. отношение массы поданного пара к массе елптой жпдкостп. С другой стороны, прп заданной производительности елпво-наливных операций решение этого вопроса определит интенсивность работы компрессорной установки.

Для решения поставленной задачп рассмотрены уравнения теплового баланса системы пар — жидкость — металл емкости п уравнение материального баланса емкости.

Уравнение теплового баланса системы связывает тепло, подведенное к системе извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в отдельности. Причем тепло внутреннего теплообмена принято равным нулю.

Уравнение материального баланса устанавливает связь за время падения давления от максимальной величины до минимальной с изменением массы пара и жидкости в емкости.

В результате имеем:

(11.8)

где

М' — количество елптой жпдкостп: Гм п Т0 — температуры металла емкостп и окружающей среды; G и с — вес металла емкостп и его удельная теплоемкость; F — поверхность резервуара: т — время слива.

Значения плотностей, объемов п энтальппй пара п жпдкостп равны значениям в конце нагнетания и в начале слпва.

Значения коэффициентов п ~ в интервале температур от 0 до 30г С могут

быть приняты постоянными. Они легко определяются из соответствующих таблиц и диаграмм. Температуру металла с достаточной степенью точности можно принять равной среднеарифметической температуре пара за время слпва.

Если подача пара в паровое пространство резервуара производилась таким образом, что прогревался только ее верхний незначительный слой. то. прпняв

М' = (аУ* - у)


Р'-Р"

Пример 11.3. Определить количество слитого сжиженного пропана пз автоцистерны АЦЖГ-12-200В. Степень наполнения ср = 0,57; V" = 6 м3; Г' = 8 II3: G = 5000 кг: с = 0.105 ккал(кг-Х); t' = 0; С; t0 = 1° С; рн = = 8,5 кгс/см2; рк = 5.5 кгс/см2:    а = 281.3-10“ 4 ккал/'(кгс -м); 7 = 2360 X

хЮ"4 (ккал-м2)/кгс; q0 = 2500 ккал;


;'р' — jncs" 23 ¦ 529—118 ¦ 1 /.о

Подставив цифровые значения величин в формулу (11.8), получим М' =

4643 кг.

§ 4. КОМПОНОВКА II ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Для бесперебойного снабжения сжиженным газом в районах потребления создается система распределения сжиженных газов.

Основными производственными звеньями спстемы распределения являются кустовая база или газораздаточная станция (ГРС) и транспортные средства.

Кустовые базы и газораздаточные станции сжиженного газа предназначены для приема, хранения и наполнения сжиженным газом баллонов и автоцистерн. а также для доставки их коммунально-бытовым и промышленным потребителям.

Газораздаточные станции сжиженного газа сооружаются по типовым проектам пропускной способностью 3000. 6000 ц 12 000 т/год и кустовая база сжиженного газа пропускной способностью 25 000 т/'год.

В состав газораздаточных станций входят наполнительный цех, хранилища сжиженного газа, эстакада для слива сжцженного газа из железнодорожных цистерн, автомобильные весы, блок вспомогательных по.мещений, трансформаторная подстанция, пожарный резервуар объемом 400 м3, резервуар для питьевой воды на 50 м3 или водонапорная башня, эстакада для мойки машин.

В состав кустовых баз сжиженного газа кроме указанных сооружений входят насосно-компрессорный цех. прирельсовый материальный склад, погрузочно-разгрузочная площадка для баллонов и бензозаправочный пункт. В наполнительном цехе кустовых баз установлен карусельный агрегат для механизированного наполнения баллонов. Как правило, кустовые базы не имеют автомобильных весов для взвешивания автомобильных и железнодорожных цистерн.

Отличительной чертой кустовых баз сжиженных газов является их способность обеспечивать газом определенный экономический район (область, край, республику). Газораздаточные станции, являясь объектами городского газового хозяйства, способны снабжать газом отдельный населенный пункт или очень незначительное количество таких пунктов, близко расположенных друг от ДРУга.

На кустовых базах и газораздаточных станциях сжиженного газа производятся следующие технологические операции:

прием сжнженного газа;

слив сжиженного газа в хранилища;

хранение сжиженных газов в емкостях хранилищ, автоцистернах, баллонах

и т. д.;

слив из пустых и неисправных баллонов неиспарпвшихся остатков; розлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны п передвижные емкости; транспортировка сжиженного газа в баллонах п по трубопроводной сети (внутренней и внешней);

прием пустых и выдача наполненных баллонов;

ремонт и переосвидетельствование баллонов, передвижных емкостей и автоцистерн;

компаундирование сжиженных газов разных составов с целью улучшения качества нефтепродукта;

заправка автомашин, работающих на сжиженном газе; определение качества сжиженного газа.

Площадки для газонаполнительных станцпй выбираются на открытой местности. Жилые, коммунальные и промышленные объекты, прилегающие к станции, должны быть расположены со стороны господствующих ветров.

Расстояние между резервуарами, устанавливаемыми на базе хранения сжиженного газа газораздаточных станций, и зданиями пли сооружениями, не относящимися к газораздаточной станции, должно определяться в зависимости от размеров резервуара (табл. 11.1).

Таблица 11.1 Расстояние от резервуаров до сооружений

Общий объем резервуаров, м*

Максимальный объем одного резервуара, м*

Расстоя от резе

наземных

зие (в м) рвуаров

подземных

До 200

25

100

50

201—500

50

200

100

- 501—1000

100

300

150

1001—2000

100

400

150

2001—8000

Более 100

500

200

Примечание. Расстояния от газораздаточной станцпй с наземными резервуарами до мест скопления людей—стадионы, парки культуры, выставки и театры (Свыше 800 зрителей)—должны приниматься в 2 раза больше указанных.

Расстояния от стационарных емкостей до зданий п сооружений этой же станции также нормируются и должны быть не менее величин, указанных в табл. 11.2.

Подземное расположение резервуаров или установка их с обсыпкой может быть рекомендована лишь для тех случаев, когда отсутствует возможность обеспечить требуемые разрывы. Расстояния в свету между наземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего пз рядом стоящих резервуаров, а при диаметре их до 2 м — не менее 2 м. Расстояние между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м. Наземные резервуары устанавливают группами; объем группы резервуаров не должен превышать 2000 м3. Прп объеме группы до 200 м3 расстояние между ними должно быть не менее 5 м, при объеме от 200 до 700 м3 — не менее 10 м, а при объеме от 700 до 2000 м3— не менее 20 м. Расстояния считаются между внешними образующими резервуаров.

Таблица 11.2

Расстояния от резервуаров до зданий и сооружений

Здания п сооружения

Расстояние (в м) от емкостей

наземных

подзем

ных

Здания насосно-компрессорного п наполни

10

10

тельного отделении............

Железнодорожные пути для слива сжижен

15

ного газа (до крайнего рельса)......

20

Автомобильные дороги (до обочины) ....

10

10

Автозаправочные колонкп .........

30

20

Котельная, гараж, мастерская, материальный

склад ..................

50

30

Контоюа и прочие здания .........

30

30

Прп размещении наземных резервуаров в два п более рядов расстояние между рядами должно быть не меньше самого длинного резервуара, но не менее

10 м. Каждая группа наземных резервуаров должна пметь обваповку высотой не менее 1 м на полный пх объем.

§ о. РАЗДАТОЧНЫЕ БЛОКП И КОЛОНКИ

Подача сжпженного газа пз стационарных емкостей в наполнительное отделение для заполненпя баллонов сжиженным газом п на колонки для заполнения автоцпстерн производится насоса.мп по сетп стационарных трубопроводов.

В зависимости от заданной пропзводптельностп наполнительного отделения на налпвноп рампе устанавливают посты налпва баллонов. Каждый пост оборудуется медпцински.мп весами B2U-150 пли ВПП-150 для взвешивания баллонов с сжиженным газом, так как количество газа в баллоне определяется по весу.

Установленный на весы баллон присоединяют к наполнительной рампе п взвешивают. Определяют показания весов с учетом веса необходимого количества жидкого газа п производят наполненпе. После наполнения записывают в журнал номер баллона, дату наполнения, состояние баллона, дату последнего освпдетельствованпя. объем баллона, массу залптого газа в килограммах и наименование газа.

Для ускорения налпва баллонов сжпженны.м газом разработаны карусельные установки, которыми оборудуются кустовые базы. Баллоны специальным краном устанавливают на рольганг, по которому они поступают в наполнительное отделенпе на транспортер карусельной установки. В систему наполнения баллон включается вручную. Оператор на дисковом циферблате устанавливает заданный вес газа п включает отсекатель. который прекращает поступление газа в баллон прп фпкспрованпп заданного веса.

Наполненпе автоцистерны сжиженным газом производится через заправочную колонку. В шкафу наполнительной колонкп размещены запорные вентили паровой п жпдкой фаз. Там же располагаются отвод свечи, манометры и счетчик.

На конпе заправочного шланга закреплено присоединительное устройство для подключения к автоцпстерне.

Баллоны под сжиженный газ предназначены для транспортировки, хранения, регазификации и раздачи сжиженных углеводородных газов потребителям. Отечественная промышленность выпускает баллоны объемом 5,27, 30, 40, 50, 55 л, баллоны для автомашин 112 и 250 л, а также малолитражные баллоны объемом 1,4 и 5 л. Баллон состоит (рпс. 11.6) из сварной обечайки 1, двух штампованных днищ 2, защитного колпака или воротника 3, горловины 4, подкладных колец 5, башмака 6. В горловину вворачивается вентиль угловой или клапанного типа.

В баллонах объемом 5, 12, 27, 50 и 80 л вместо колпака применяют защитный воротник. Конструкция воротника позволяет улучшить ц упростить процессы механизации наполнения и ремонтных работ, а также дает возможность устанавливать баллоны друг на друга, что уменьшает площадь хранения и перевозки.

лона объемом 50,5 л для сжиженного газа.


Каждый баллон должен быть окрашен масляной или эмалевой красной краской. На баллоне делают надпись «пропан — бутан». Надписи на баллонах объемом более 12 л наносят буквами высотой 60 мм на длину не менее половины окружности.

На баллонах около горловпны должны быть четко выбиты следующие данные:

наименование или марка завода-изготовителя; тип баллона; номер баллона;

фактический вес баллона в килограммах (для баллонов объемом до 8 л с точностью до 0,1 кг, для баллонов объемом свыше 8 л с точностью до 0,2 кг);

дата (месяц и год) изготовления и следующего освидетельствования;

пробное гидравлическое давление рпр в кгс/см2; рабочее давление рр в кгс/см2; объем баллона в литрах (для баллонов до 5 л включительно — номинальный, для баллонов от 5 до 55 л — фактический с точностью до 0,2 л, для баллонов свыше 55 л — в соответствии с ТУ на изготовление);

клеймо ОТК завода-изготовителя (круглой формы диаметром 10 м).

Место на баллонах, где выбиты паспортные данные, должно быть покрыто бесцветным лаком и обведено белой краской в виде рамки. На баллонах объемом менее 5 л, а также на баллонах с толщиной стенки менее 5 мм эти данные разрешается указывать на пластинке, припаянной к баллону, или наносить эмалевой или масляной краской.

Количество сжиженного газа, помещаемого в баллоне, определяется его объемом, условиями эксплуатации и физическими свойствами. Баллон, наполненный сжиженным газом несколько больше нормы, при нагревании может быть подвергнут внутреннему давлению больше допустимого. Перегрузка баллона сжиженным газом больше нормы может произойти прп его заполнении. На газонаполнительных станциях заполнение баллонов газом производится полуавтоматически и контролируется взвешиванием. При заполнении оператор подключает баллон к раздаточному коллектору и устанавливает на шкале прибора вес Г. Вес Г определяется суммой весов газа G, который может быть загружен в баллон, порожнего баллона Т, вентиля В, раздаточного приспособления П;

Y = G~T-B-U.    (11.10)

Загрузка баллона газом прекращается автоматически, как только на шкале прпбора будет зафиксирован установленный вес. Количество сжиженного газа, загруженное в баллон, всякий раз будет разное. Это зависит от того, соответствовали ли действительным веса порожнего баллона, вентиля н раздаточного приспособления, которые были определены ранее. Отсюда абсолютная ошибка количества газа, который может быть загружен в баллон, определяется ошибками прп взвешивании Г. порожнего баллона, вентиля и раздаточного приспособления:

dG^ dX dT dB — сЩ.    (11.11)

Эту ошибку назовем ошибкой дозирования. Абсолютными ошибками веса вентиля и раздаточного приспособления по сравнению с абсолютными ошибками Г и порожнего баллона можно пренебречь, так как их величины отличаются примерно на один порядок.

Так, для баллона объемом 50 л точность взвешивания вентиля и раздаточного приспособления ±5 г (прп взвешивании на весах ВТЦ-10); точность взвешивания Г и порожнего баллона соответственно ±65 и ±45 г (при взвешивании на весах ВМ-150). Следовательно, в основном абсолютная ошибка дозирования будет    определяться ошибками прп взвешивании    Г и Т:

dG==dY±dT.    (11.12)

В неблагоприятном случае знаки абсолютных ошибок dT и dT совпадают, а величина пх суммы образует перегрузку газа в баллоне сверх нормы наполнения.

Перегрузка баллона сжиженным газом может произойти не только в результате ошибки дозирования, но и от неточности изготовления баллона. Объем отдельного баллона вследствие неточности изготовления отличается на некоторую величину от номинального объема баллона данного типа. Объем отдельного баллона может быть и меньше номинального объема. Возьмем отрицательный случай.    Баллон    перегружен сжиженным газом    против    нормы    на    величину

абсолютной    ошибки    дозирования, а объем баллона    меньше    номинального. Для

этого можно записать следующее неравенство:

G~d G>(Y — dY) р,    (11.13)

где G и I — соответственно количество газа, которое .может быть помещено в баллон с    номинальным объемом, и объем баллона,    равный    номинальному;

dG и dV —    соответственно абсолютные ошибки дозирования и    объема    баллона

при изготовлении: р — приведенная плотность загрузки, равная частному при делении .массовой нормы наполнения баллона на его номинальный объем.

Для безопасной эксплуатации этого баллона количество газа, отпускаемое дозатором, надо уменьшить, чтобы даже прп наибольшей ошибке дозирования и объеме, меньшем номинального, это количество газа соответствовало норме наполнения баллона. Тогда .можно записать следующее соотношение:

Gz-dG = (V-dV) р,    (11.14)

где Сд — количество газа, на отпуск которого должен быть отрегулирован дозатор. пли допустимая норма наполнения.

357

¦...................................................I..................................................г ' и yl'Hliii'MMM

В


Отсюда допустимая норма наполнения находится как разность между нормой наполнения баллона с номинальным объемом п выражением (dG — dFp), которое является максимальной абсолютной ошибкой прп заполнении баллона сжиженным газом:

Gn — Vp — ^dG-^dVp).    (11.15)

Заполнение баллонов сжиженным газом производится с точностью, которая обусловливается точностью измерительного прибора п точностью, с которой изготовлен баллон. Возьмем в качестве показателя точности прп заполнении отдельного баллона среднюю квадратическую абсолютную ошибку сг3. которая через аналогичные ошибки дозирования сгд и объема баллона прп изготовлении ay определяется по формуле

«Та = V СГ| — (<TvP)*-    (11.16)

Максимальная абсолютная ошибка прп заполнении может быть больше средней квадратичной ошибки. Если дозатор отрегулирован на отпуск количества газа меньше нормы наполнения только на величину точности при заполнении, то вероятность перегрузки баллона сжиженным газом будет значительной. Следовательно, необходимо определить величину, на которую надо уменьшить норму наполнения, чтобы обеспечить достаточную надежность от перегрузки баллона газом. Степень надежности от перегрузки может определяться доверительной вероятностью. Например, возьмем степень надежности, которой соответствует доверительная вероятность, равная 0.9999. Это из 10 ООО наполненных баллонов только у одного возможна перегрузка. Максимальная ошибка, на которую следует уменьшить норму наполнения пли доверительный интервал, в этом случае будет равна 3,9 сг,. Для этого допустимая норма наполнения определится из выражения

сд = 7р —З.9а3. '    (11.17)

Для определения максимальной абсолютной ошибки прп заполнении был проведен эксперимент с десятью баллонами объемом 50 л. У первых пяти баллонов был измерен объем и вычислена средняя квадратичная ошибка объема отдельного баллона, которая оказалась равной 0.35 л. Следующие пять баллонов были заполнены сжиженным газом (пропаном) и взвешены на весах ВМ-150. Вычисленная прп этом средняя квадратичная ошибка дозирования .оставила

0,22 кг. Определяя среднюю квадратичную абсолютную ошибку п>д заполнении (при этом допускается, что выше обе квадратичные ошибки вычислялись для одних и тех же пяти баллонов), получаем сг = 0.27 кг. .Максимальная ошибка при заполнении с доверительной вероятностью 0.9999 для этпх баллонов равна 3,9 сг3, или 1 кг. Отсюда норму наполнения 21 кг пропана, вычисленную для баллона с номинальным объемом 50 л. надо уменьшить на 1 кг. Тогда можно быть уверенным с принятой степенью надежности, что количество газа, отпускаемое в баллоны, не превысит нормы наполнения каждого отдельного баллона.

Вследствие плохой регулировки прибор, отпускающий газ, может завышать или занижать норму наполнения на какую-то постоянную для этого прибора величину. Эта постоянная величина называется систематической абсолютной ошибкой дозирования. Исключить постоянную перегрузку пли недогрузку баллонов можно, если дозатор отрегулировать так, чтобы систематическая ошибка дозирования стала в несколько раз меньше ошибки прп заполнении и ею можно было бы пренебречь.

Если регулировка прибора по условиям эксплуатации затруднительна, то при установке веса на шкале прибора, по которому производится прекращение заполнения баллона, каждый раз необходимо учитывать систематическую абсолютную ошибку дозированпя.

Так, прп экспериментальном заполнении баллонов на весах ВМ-150 средний арифметический вес сжиженного природного газа, приходящийся на баллон, был равен 21,56 кг, хотя вес газа, помещенного в баллоне, при котором должно было происходить прекращение налива, брали равным 21 кг. В этом случае абсолютная величина систематической ошибки равна 0,56 кг.

Путем тшательной регулировки пневматической системы, при помощи которой осуществляется прекращение налива сжиженного газа, можно добиться, что средний арифметический вес газа, дозируемого в баллоны, будет приблизительно равен норме наполнения, на которую регулируется прибор.

В качестве примера сделаем расчет допустимых норм наполнения пропаном баллонов объемом 12. 27 и 55 л. Нормы наполнения баллонов пропаном могут быть вычислены без учета ошибок дозирования и объема отдельного баллона при заданной расчетной температуре. Для таких баллонов при условии, что расчетная температура -г65° С, нормы наполнения соответственно равны 5,

11,5 и 23,3 кг. Кроме того, следует пметь в виду, что объем баллонов от 5 до 55 л выдерживается прп их изготовлении с точностью до 0,2 л. Точность взвешивания порожних баллонов объемом выше 8 л на заводе-изготовителе равна 0,2 кг. Точность взвешивания на весах ВМ-150 баллонов объемом 12, 27 и 55 л, заполненных сжиженным газом, соответственно равна 45,45 и 75 г.

1.    Вычислим возможные ошибки дозирования для каждого типа баллонов п о формуле, ориентируясь на точность взвешивания порожних и заполненных газом (р = 425 кг/м3) баллонов: для баллонов объемом 12 и 27 л

dG = 0,045 — 0,2 = 0,245 кг; . для баллонов объемом 55 л

dG = 0,075 — 0,2 = 0,275 кг.

2.    Вычислим среднюю квадратичную ошибку количества газа при заполнении баллонов по формуле, считая, что вычисленная ошибка дозирования и точность объема прп изготовлении равны соответствующим средним квадратичным ошибкам:

для баллонов 12 и 27 л

о3 = ]/"(0,245)2 — (0,2 • 0.425)2 = 0,26 кг; для баллонов объемом 55 л

' <т3 = 1/(0,275)’2 - (0,2 • 0,425)2 = 0,29 кг.

3.    Величина допустимой нормы наполнения вычисляется при максимальной ошибке 3.9 ст3 с доверительной вероятностью 0,9999:

для баллонов объемом! 2л

G-, = 5 — 3,9-0,26 = 4,0 кг; д л я б а л л о н о в о б ъ е м о м 27 л

б’д = 23,3 — 3,9 - 0,29 = 22,2 кг.

Если эксплуатируемые баллоны имеют другую расчетную температуру (допустим большую, чем -Ь65" С), то величины максимальных ошибок будут меньше вычисленных, так как в формуле (11.16) плотность загрузки, соответствующая расчетной температуре, уменьшится.

В этом случае допустимая норма наполнення также будет другой, гак как максимальное количество газа, которое можно поместить в баллон без учета ошибок дозирования и объема отдельного баллона, будет меньше (оно будет соответствовать новой расчетной температуре).

В настоящее время на газонаполнительных станциях баллоны заполняют сжиженным газом до максимальной нормы. Опасность перегрузки баллонов сжиженным газом вследствие абсолютных ошибок дозирования и объема отдельного баллона при изготовлении не учитывается.

При учете всех факторов, влияющих на перегрузку баллонов сжиженным газом, можно определить допустимые нормы наполнения баллонов каждого типа, чтобы обеспечить их безопасную эксплуатацию. Особую трудность при этом будет представлять определение доверительного интервала при количестве газа, на которое надо уменьшить норму наполнения. Эта величина наиболее точно может быть установлена на основаннн статистического материала.

§ 7. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

В связи со значительным ростом производства сжиженных углеводородных газов и их использования проблема транспорта этих газов от мест выработки до районов потребления приобретает первостепенное значение. Транспорт сжиженных газов от пунктов выработки к местам потребления может быть классифицирован по видам применяемых для этого средств:

1)    железнодорожные цистерны;

2)    автомобильные цистерны;

Таблица 11.3

Основные данные железнодорожных цистерн для сжиженных газов

Показатели

Геометрический объем, м3

о 1 *

5 4

60 44

Полезный объем, м3........

43

46

54

Максимальная рабочая температура

нефтепродукта, ;С .......

-f-50

—50

•4-50

Давленпе, кгс/см:

рабочее ............

20

20

3

прп гидравлическом пспытанпп

30

30

12

Вес цистерн (с ходовой частью), кг

36 132

36 815

36 809

* Для пропана. ** Для бутана.

3)    обычно бортовые и специальные автомашины, перевозящие баллоны или другие сосуды;

4)    трубопроводы;

5)    морские и речные суда.

Наиболее широкое распространение в Советском Союзе для перевозки сжиженных газов по железной дороге получили однобарабанные цистерны объемом 51 и 54 м3, основные данные которых приведены в табл. 11.3.

В железнодорожных цистернах для сжиженных газов большого объема резервуар является несущей конструкцией — рамой, к которой при помощи опорных устройств крепят ходовые тележки. Увеличение объема цистерны позволяет уменьшить удельную затрату металла и повысить экономичность железнодорожных перевозок сжиженного газа.

В практике газоснабжения широкое применение получили автоцистерны АЦЖГ'4-164 объемом 4 м3, смонтированные на шасси автомобилей ЗИЛ-130. На заднем днище вварены люк с комплектом приборов и указатель уровня сжиженного газа (водомерная стеклянная трубка). Арматура для наполнения и слива сжиженного газа помещена в нижней части заднего днища цистерны.

Техническая характеристика цистерны АЦЖГ-4-164

Объем резервуара, м3;

Морской и речной транспорт сжиженных газов в специально для этого приспособленных судах получил значительное распространение за рубежом. В ряде стран накоплен значительный опыт по таким перевозкам.

Широко используется морской транспорт сжиженных газов в Италии, Дании, Японии, Англии, Голландии и других странах. Большие количества сжиженных газов перевозят из США и стран Южной Америки через Атлантический океан в Европу.

Грузоподъемность некоторых танкеров достигает 12 000 т и более. Емкости обычного типа для сжиженных газов, размещаемые на судне, имеют преимущественно цилиндрическую форму; в эксплуатации находятся также сферические емкости. В 1964 г. в США был сооружен танкер «Пол Эндикот» для перевозки сжиженного газа в Англию грузоподъемностью 14 000 т пропана. Сжиженный пропан на танкере заливают в изотермические емкости.

Как показывает зарубежный и отечественный опыт, трубопроводный транспорт сжиженных газов весьма практичен и в ряде случаев оказывается экономически наиболее приемлемым по сравнению с другими видами транспорта.

Различают в основном два метода передачи сжиженных газов по трубопроводам: по специально предназначенному для этого трубопроводу и комбинированный с использованием трубопровода для последовательной перекачки сжиженного газа с другими светлыми нефтепродуктами.

Соединенные штаты Америки обладают наиболее развитой сетью трубопроводов для транспорта сжиженных газов на большие расстояния. Магистральный трубопровод протяженностью 400 км. проложенный между городами Вуд-Ривер и Чикаго, эксплуатируется с 1940 г. и используется для перекачки сжиженных газов и других легких продуктов перегонки нефти. Станция перекачки производительностью 3000 м3/сут каждая расположены примерно через каждые 130 км. На станциях установлены центробежные четырехступенчагые насосы, приводимые в движении шестицилиндровыми газовыми двигателями мощностью по 200 л. с. Топливом для двигателей служит бутан, перекачиваемый по магистрали.

§ 8. ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Эксплуатация газонаполнительной станции допускается после получения на это специального разрешения органов Госгортехнадзора п Государственного пожарного надзора. К работе на газонаполнительной станцпп допускаются лица, прошедшие курс подготовки по соответствующей специальности, имеющие удостоверение о сдаче экзаменов и знающие правила техники безопасности.

На газонаполнительной станции осуществляется хранение сжиженного газа; причем количество газа на станции должно быть таким, чтобы обеспечить бесперебойное снабжение обслуживаемых потребителей.

В процессе обслуживания газонаполнительной станции производится контроль за состоянием газовых установок потребителей, испытание и ремонт баллонов, автоцистерн, арматуры и т. д.

Резервуары газонаполнительной станции подвергаются периодическому техническому освидетельствованию и гидравлическому испытанию. Внутренний осмотр и испытание резервуаров должны проводиться один раз в шесть лет. Полный осмотр резервуара осуществляется один раз в три .месяца.

Профилактический осмотр и ремонт насосов и компрессоров производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Профилактический осмотр компрессора осуществляется один раз в три месяца, ремонт — один раз в шесть месяцев. Кроме того, проводится регулярная проверка запорной арматуры, приборов, весов, шлангов и т. д.

§ 9. ТРУБОПРОВОДЫ, АРМАТУРА И ШЛАНГИ

Стационарные емкости для хранения и выдачи сжиженных газов и их паров всегда оборудуются следующими трубопроводными системами:

1)    налива и слива жидкости;    ;    •

2)    отбора и подачи паров;

2) предохранительных клапанов;

4)    продувок;

5)    измерительных устройств и автоматики.

Кроме того, в парках емкостей прокладывают трубопроводы для подачи водяного пара и отвода парогазовой смесп продувок емкостей при ремонте.

Все трубопроводы, которые постоянно или периодически находятся под давлением жидкости или ее паров, должны быть рассчитаны на давление 20 кгс/см2. Соединения элементов трубопроводов выполняются преимущественно сваркой.

В системах подачи и слива жидкости при нормальных режимах работы не допускается скорость жидкости больше 3—4 м/с. Обычно во всех напорных жидкостных линиях после насосов принимается скорость w = 3 м/с, а для всасывающих линий скорость следует уменьшить до 1—2 м/с. Общее гидравлическое сопротивление всей жидкостной линии, включая линейные задвижки и скоростные клапаны, должно быть таким, чтобы обеспечить расход через систему (прп полностью открытых задвижках на конце трубопровода), в 2—2,5 раза превышающий его номинальное значение. При большем гидравлическом сопротивлении системы скоростной клапан может не сработать.

Трубопроводы — отводы от предохранительных клапанов для индивидуальных емкостей — должны быть защищены от действия атмосферных осадков.

В парковых емкостях выхлопные трубы от предохранительных клапанов собирают в общую сеть и отводят на свечу за пределы территории парка. Эти общие трубопроводные сети должны быть рассчитаны так, чтобы пропустить выхлопной газ нз всех емкостей прп одновременном срабатывании всех предохранительных клапанов.

Парогазовая смесь при продувках емкостей направляется на специальную свечу, расположенную не менее чем в 1 м за обвалованием емкостей.

Таблица 11.4

Основные данные шлангов

Внутренний

диаметр,

Mil

Число

тканевых

прокла

док

Толщина

стенки,

мм

От 4 до 10

2

4,0

)> 12 » 18

3

5,0

)> 20 » 22

3

5,5

» 25 » 30

4

6,5

» 32 » 40

5

7,5

» 42 » 54

5

7,5


Трубопроводы для жидкой и паровой фаз могут быть проложены на эстакаде и под землей ниже глубины промерзания грунта, но не менее чем на 0,6 м от поверхности земли, чтобы обеспечнть защиту трубопровода от механических повреждений при проезде автомобилей. Вдоль трассы подземного трубопровода должны быть проложены опознавательные знаки.

На трубопроводах устанавливают все необходимые в соответствии с технологической схемой задвижки, скоростные и обратные клапаны. Арматура допускается только стальная. На отдельных участках жидкостных трубопроводов, отсекаемых в процессе нормальной эксплуатации запорными задвижками, предусматривается установка предохранительных клапанов. Для возможности обслуживания запорных задвижек их необходимо устанавливать в легкодоступных местах. Всю арматуру рассчитывают на рабочее давление 20 кгс/см2. Запорная арматура должна быть рассчитана на работу в температурных пределах от —50 до —40° С.

Для соединения стационарных емкостей с транспортными емкостями и баллонами прп их заполнении используются гибкие шланги (резино-тканевые рукава), состоящие пз внутреннего слоя специальной резины, несколько их слоев прорезиненной ткани и наружного резинового слоя.

Прорезиненная ткань, вклеиваемая в гибкие шланги, изготовляется из сурового льняного полотна, у которого сопротивление разрыву полоски 50 X X 200 мм по основе и утку должно быть не менее 80—100 кгс/мм2, удлинение при разрыве по основе менее 14—150о, а по утку 10—12%. Основные данные гибких шлангов приведены в табл. 11.4.

Шланги и муфты должны выдерживать давление не менее 15 кгс/см2, испытательное гидравлическое давление должно быть не менее 25 кгс/см2 при отсутствии течи, трещин и местных вздутнй. Давление, при котором разрушаются шланги для сжиженных газов, должно быть не менее пятикратного рабочего и для пропана не должно превышать 80 кгс/см2.

Шланги должны выполняться термостойкими в пределах температур от —40 до —130° С. На конце такого шланга имеется обратный наполнительный клапан. При отключении шланга этот клапан автоматически закрывает выходное или входное отверстие, что уменьшает потери от утечек сжиженного газа.

Сжиженные газы при использовании их бытовыми или промышленными потребителями подвергаются регазификации (испарению). Для регазификации может быть использовано тепло окружающей среды или тепло специального теплоносителя. Тепло, необходимое для процесса регазификации, расходуется на испарение сжиженного газа п перегреЕ его паров до температуры окружающей среды. Количество этого тепла зависит от состава газа и давления, при котором происходит процесс регазпфикацпи. Следует различать испарение в замкнутом объеме и испарение в проточной системе. При испарении в замкнутом объеме необходимо, чтобы непрерывно отводились пары, а температура в сосуде поддерживалась постоянной. При проточной системе испарения сжиженные газы испаряются в теплообменнике, из которого выходят насыщенные или перегретые пары. В баллонах практически всегда происходит достаточное испарение сжиженных газов.

При непрерывном отборе паров из хранилища все время изменяются в нем состав и давление сжиженного газа. В такой системе невозможно полностью испарить всю жидкость. В емкостп остается смесь, обогащенная высоко-кипящими компонентами. Производительность системы зависит от испарительной поверхности емкостей и их числа и в значительной степени от внешних атмосферных условий.

В проточной системе регазификации производительность не зависит от этих условий, так как испарение сжиженного газа осуществляется в специальном теплообменнике-испарителе.

Малогабаритный испаритель сжиженного газа представляет собой баллон, внутри которого расположен змеевик для подачи теплоносителя с температурой до 80° С. Производительность испарителя составляет примерно 50 кг/ч сжиженного газа.

Кожухотрубчатые испарители представляют собой теплообменник, внутри корпуса которого проходит пучок труб. Внутри труб проходит теплоноситель. В межтрубное пространство поступает сжиженный газ. В верхней части меж-трубного пространства происходит перегрев пара жидкого газа. После этого газ из верхней частп испарителя подается к потребителю. Производительность кожухотрубчатых испарителей 200 —1000 кг-ч газа.

§ 11. СЕБЕСТОИМОСТЬ ХРАНЕНИЯ П РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

Снабжение сжиженным газом коммунально-бытовых потребителей осуществляется от газораздаточных станций, которые являются основными производственными звеньями системы газораспределения в каждой пз областей. От газораздаточных станций сжиженные газы транспортируются в автоцистернах и баллонах непосредственно потребителям, если радиусы доставки небольшие. На расстоянии более 75 —100 км сжиженный газ транспортируется через сеть обменных складов или пунктов баллонов.

Одним из основных параметров, определяющих экономические показатели системы газораспределения, является реализация (оборот) сжиженного газа — количество газа (в т). поступившего и реализованного (отпущенного) на объектах распределения за год.

Сжиженный газ с газораздаточных станпнй в основном поступает на нужды населения (80—85% от общего объема). Остальная часть приходится на коммунально-бытовые организации и в меньшей мере — на мелкие промышленные предприятия.

Расходы газораздаточных станций могут быть сгруппированы по следующим стах ьям:

1)    содержание п текущий ремонт газораздаточной станции;

2)    содержание и текущий ремонт баллонов;

3)    транспортные расходы по доставке газа абонентам, которые содержат затраты по доставке газа как населению, так и коммунально-бытовым и другим потребителям:

4)    прочие расходы на содержание аварийно-диспетчерской службы и слесарей профплактиков, содержание групповых емкостей и некоторого домового оборудования (плит, колонок и др.).

Размер удельных издержек реализации газа по отдельным газовым хозяйствам колеблется в значительной степени. Себестоимость реализации газа зависит: от общих размеров оборота газа; от соотношения объемов газа, отпускаемого в автоцистернах и баллонах; от доли газа, реализуемого населению, в общем объеме реализации; от уровня транспортных расходов, в свою очередь определяемых средними радиусами доставки газа потребителям и их концентрацией; от соотношения количества газа, транспортируемого соответствующим транспортом газовых хозяйств и транспортом сторонних организаций и др. Так, себестоимость газораспределения в Ивановской и Ярославской областях в 1968 г. составила 43,1 и 39,5 руб/т. Во Владимирской области расходы на 1 т сжиженных газов значительно больше и составили 60,5 руб/т, что объясняется преобладанием баллонных установок (81.7% общего числа) и большой рассредоточенностью потребления (лишь 25% установок находятся во Владимире).

В табл. 11.5 приведены данные за 1968 г. о структуре издержек газораспределения по отдельным газовым хозяйствам. Транспортные и общеэксплуатационные расходы составляют около 60% всех затрат, прочие расходы от 20 до 30%. Содержание и текущий ремонт газораздаточных станций занимают 10— 15% всех затрат.

Т аблица 11.5 Структура издержек (в %) газораспределения по некоторым городам

Статьи расхода

Калинин

Города

Яро

славль

Смоленск

Транспортные расходы по доставке

газа абонентам .........

30,8

33,9

24,4

Содержание и текущий ремонт га-

зораздаточнои станции .....

11,8

16,5

12,3

Содержание и ремонт баллонов . .

4,4

1,0

1,3

Цеховые и общеэксгглуатацнонные

расходы .............

23,0

26.9

37,9

Прочие расходы ..........

30,0

21,7

24,1

Итого . . . .

100,0

100,0

100,0

Структура себестоимости реализации сжиженных газов газовыми хозяйствами по экономическим элементам характеризуется большим удельным весом заработной платы обслуживающего персонала (до 60—70% всех затрат) и амортизационных отчислений (25—30%).

С.

Часть первая

Сурен Газарович Едпгаров, Сергей Андреевич Бобровский

ПРОЕКТИРОВАНИЕ II ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ И ГАЗОХРАНИЛИЩ

Редактор издательства К. Я. Святитская Технический редактор Т. Г. Сивова Переплет художника Ю. Г. Асафова Корректор Т¦ В. Чиркова

Сдано в набор 30 III 1973 г.

Подписано в печать 19 MI 1973 г. Т-09960. Формат 70 х 10и1/. Бумага Лг 2. Печ. л. 23.0. Уел. п. л. 29,9- Уч.-изд. л. 28.7.    Тцра/К-'9800    экз.

Заказ «49 191 82-8.    Цена    1    р. 32 к.

Издательство «Недра». 103633. Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1 19. Ленинградская типография Лг 6 «Союзполпграфпрома» при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 196006, г. Ленинград. Московский пр.. 9 i.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ

Утверждены Г оскомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

Москва «Недра» 1988

Разработчики: Г.К.    Лебедев,    В.Г.    Колесников,    Г.Е.    Зиканов,    О.Н.    Лайков (ЦНИЛ,    часть I);    Ю.К.    Ищенко,    Г.А.    Ритчик,    Л.В.    Дубенъ,    Н.Е.    Калпина

(ВНИИмонтажспецстрой, часть II)

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.

ЧАСТЬ I

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

1.1.2.    Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:

правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;

соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.

Общие требования к стальным резервуарам

1.1.3.    Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4.    Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 100 до 50000 м ;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей.

Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5.    Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 3 до 200 м ;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

Г оризонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

1.1.6.    Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.1.7.    Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, прил. 1, п. 3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

1.1.8.    Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9.    Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил. 1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.

В прил. 2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.

1.1.10.    Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

1.1.11.    Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукта в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 01.01.88.

1.1.12.    Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил. 1, п. 2, 54).

Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13.    Резервуары вместимостью до 8 м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

-3

Резервуары вместимостью более 8 м3 включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14.    Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

1.1.15.    Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.

В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.

1.1.16.    Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

1.1.17.    Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, прил. 1, п. 55).

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

1.1.20.    Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21.    Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.

1.1.22.    Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Требования к основаниям и фундаментам

1.1.23.    При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

1.1.24.    Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т. д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.25.    Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, прил. 1, п. 32).

1.1.26.    Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.1.27.    Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1.    При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.

1.2.2.    Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.

1.2.3.    По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, прил. 1, пп. 4, 5).

1.2.4.    Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать

требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1, 1.2.2.

1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических углеводородов 40 % и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.

1.3. Защита металлоконструкций от коррозии

1.3.1.    Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

1.3.2.    К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

Таблица 1.2.1

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Содержание элементов, %

С

Mn

Si

S

P

Cr

Ni

ou

V

N

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

0,2

0,4 - 0,7

0,12 - 0,25

0,045

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ2кп

0,09 - 0,15

0,25 - 0,5

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3кп

0,14 - 0,22

0,3 - 0,6

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3пс

0,14 - 0,22

0,4 - 0,65

0,05 - 0,17

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3сп

0,14 - 0,22

0,4 - 0,15

0,12 - 0,3

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 23570-79

18сп

0,14 - 0,22

0,5 - 0,8

0,15 - 0,3

0,45

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20пс

0,17 - 0,24

0,35 - 0,65

0,05 - 0,17

0,04

0,04

Не более 0,3

0,25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

0,17 - 0,24

0,25 - 0,5

Не более 0,07

0,04

0,04

Не более 0,3

-

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

0,12

1,3 - 1,7

0,5 - 0,8

0,04

0,035

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2

0,12

1,4 - 1,8

0,17 - 0,37

0,04

0,035

Не более 0,3

-

-

0,07 -0,3

0,12

ГОСТ 19282-73

16Г2АФ

0,14 - 0,2

1,3 - 1,7

0,2 - 0,6

0,04

0,035

0,04

0,3

0,15

-

Таблица 1.2.2

ТУ, ГОСТ

Марка стали

Толщина листа, мм

Временное сопротивление, МПа

Предел текучести, МПа

Относительное удлинение, %

Ударная вязкость, Дж/см2

+20

-20

-40

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

До 12

370

225

22

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ2кп

До 20

320 - 410

215

33

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3кп

До 20

360 - 460

235

27

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3пс

До 20

370 - 480

245

26

69

29

-

ГОСТ 380-71

СТ3сп

До 20

370 - 480

245

26

69

29

-

ГОСТ 23570-79

18сп

До 20

370 - 540

235

25

-

29

-

ГОСТ 1050-74

20пс

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

До 20

470

325

21

59

-

34

ГОСТ 19282-73

09Г2

До 20

440

305

31

-

-

29

ГОСТ 19282-73

16 ГАФ

До 32

590

445

20

-

-

39

Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями.

Химический состав марок стали


Механические свойства стали


1.3.3.    При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

1.3.4.    Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенных в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (прил. 3).

1.4. Оборудование резервуаров

1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

хлопушки;

противопожарное оборудование; оборудование для подогрева; приемо-раздаточные патрубки; зачистной патрубок; вентиляционные патрубки; люки-лазы; люк световой; люк замерный.

Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.

1.4.2.    Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.3.    Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150-69 (часть II, прил. 1, п. 7).

1.4.4.    Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.5.    Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

1.4.7.    Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

1.4.8.    В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1.

Таблица 1.4.1

Параметры

Марка диска-отражателя

КД-100

КД-150

КД-200

КД-250

Д

100

150

200

250

|_Н_I_200_I_270_I_370_|_470_|

1.4.9.    Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).

1.4.10.    Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

1.4.11.    Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

1.4.12.    Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и другие.

1.4.13.    Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

1.4.14.    Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии, быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

1.4.15.    В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

1.4.16.    Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

1.4.17.    Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 - 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

1.4.18.    Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения    до

температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

1.4.19.    Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям    ГОСТ    12.2.020-76    и

раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39).

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

сниженным пробоотборником;

сигнализатором верхнего положения понтона;

датчиком утечек.

1.5.2.    Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

1.5.3.    Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4.    Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;

сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;

сигнализаторы СУУЗ-1 Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты;

ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100 - 400 м . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

1.5.5.    Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6.    В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7.    В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9.    В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.10.    Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, прил. 1, п. 34).

1.5.11.    При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов; диапазона измеряемого параметра;

внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12.    Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

1.6.1.    Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях:

конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта;

металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов); монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта.

Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций-разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.

Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.

1.6.2.    Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов.

1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:

сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;

результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, прил. 1, п. 33).

1.6.4.    Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т. д.

1.6.5.    Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента;

геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.).

Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18-75, не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.

Таблица 1.6.1

Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров

Наименование отклонений

Допустимое отклонение

Днище

Отклонение наружного контура днища от горизонтали

См. табл. 1.6.2

Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м2)

Не более 150 мм

Стенка

Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе:

до 12 м включительно

±20 мм

свыше 12 м

±30 мм

Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной:

из рулонной заготовки

±15 мм

из отдельных листов

±50 мм

Отклонения образующих стенки от вертикали

См. табл. 1.6.3

Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей

См. табл. 1.6.4

Понтон и плавающая крыша

Отклонение наружного контура понтона или плавающей крыши от горизонтали

±20 мм

Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали

25 мм

Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа

±10 мм

Кровля

Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема)

±0,02

Разность отметок смежных узлов радиальных балок и ферм

10 мм

Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.

Таблица 1.6.2

При незаполненном резервуаре

При заполненном резервуаре

Вместимость резервуара, м3

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

Менее 700

10

25

20

40

700 - 1000

15

40

30

60

2000 - 5000

20

50

40

80

10000 - 20000

10

50

30

80

30000 - 50000 30000 - 50000

15

50

30

80

1.6.6.    Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть намерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов.

Допустимые отклонения (в мм) наружного контура днища от горизонтали


1.6.7.    Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями.

Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.

Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

1.6.8.    Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенки резервуара следует измерять в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 - 100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а при необходимости -между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными.

Таблица 1.6.3

Допустимые отклонения (±мм) образующих стенки резервуара от вертикали

Резервуар

Номер пояса

I

II

III

IV

V

VI VII

VIII

IX

X

XI

XII

Для резервуаров высотой до 12 м

С понтонами или плавающими крышами

10

20

30

40

45

50

55

60

-

-

-

-

Для резервуаров высотой до 18 м

То же

10

20

30

40

1 45

50

55

55

55

55

60

60

Для резервуаров высотой до 12 м

Другие типы

15

30

40

50

| 60

70

80

90

-

-

-

-

Для резервуаров высотой до 18 м

То же

15

30

40

50

60

60

70

70

70

80

80

90

Примечания: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва.

2.    Проверка отклонений проводится не реже, чем через 6 м по окружности резервуара.

3. Для 20 % образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения ±90 мм, а для резервуаров других конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции.

4.    При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом.

5.    Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции.

Таблица 1.6.4

Допустимые величины выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей, ±мм

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

1.6.9.    Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

1.6.10.    В резервах вместимостью 1000 м3 и более на одном листе стенки при площади не менее 7 м2 не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах

вместимостью до 700 м3 (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил.

1.6.11.    При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм.

1.6.12.    Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара.

Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.

1.6.13.    Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуумкамеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающими излучениями применяют:

в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100 % пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20000 м3;

в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I и низа II поясов и 50 % соединений поясов II, III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;

для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов.

1.6.14.    По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов;

глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм; все кратеры должны быть заварены.

1.6.15.    Отклонения геометрических швов сварных соединений не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 1477176 (прил. 1, пп. 12, 13, 14).

1.6.16.    При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, ПСР и центральной стойки;

состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются);

состояние коробов, поплавков и др.;

наличие крепления заземления;

крепление секций затвора с кольцом жесткости;

соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровнемера, пробоотборника.

1.7. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность

1.7.1.    Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.

1.7.2.    Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение).

1.7.3.    При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего: усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца; организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей; обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально

закрепленную для этого автомашину;

установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.

1.7.4.    Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж.

На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.

Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой должны находиться вне опасной зоны.

1.7.5.    Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом.

1.7.6.    Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

1.7.7.    При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний.

1.7.8. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, Указаниях по изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81, а также рекомендациями организаций-разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей.

1.7.9.    Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

1.7.10.    При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня:

на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV;

до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше.

1.7.11.    Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.

1.7.12.    Герметичность кровли вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м, закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой, создавая избыточное давление на 10 % выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи воды, но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.

Примечание. Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором.

1.7.13.    Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и «захлебываний».

1.7.14.    Резервуары вместимостью до 20000 м , залитые водой до проектной отметки    испытывают на гидравлическое давление с выдержкой    под    нагрузкой

без избыточного давления с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч, а резервуары вместимостью свыше 20000 м3 -    не    менее    72    ч.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на

герметичность.

1.7.15. Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвергаться испытаниям на 1,25 рабочего давления. Допускаются пневматические испытания на давление, не превышающее рабочее (СНиП II-91-77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования).

1.8. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации

1.8.1.    Надежность резервуаров - свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т.д.).

1.8.2.    Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП III-18-75 (часть II, прил. 1, п. 33) и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров РД (прил. 1, п. 40).

1.8.3.    Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84 (СТ СЭВ 4492-84) (часть II, прил. 1, п. 15).

1.8.4.    Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются:

работоспособность резервуара - состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.

1.8.5.    Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров, являются: качественное сооружение оснований и фундаментов;

качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;

контроль качества строительных и монтажных работ;

соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;

строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.

1.8.6.    Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию, сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

1.9. Требования к территории резервуарного парка

1.9.1.    Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79 и Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.9.2.    Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны размещаться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и др.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, предприятий или на пути

железных дорог общей сети. Указанные мероприятия должны также предусматриваться при размещении резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов на расстоянии до 200 м от уреза воды (при максимальном уровне).

1.9.3.    Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, п. 38).

1.9.4.    При строительстве и реконструкции резервуарных парков размещение задвижек внутри обвалования не допускается,    кроме    запорных коренных,

установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды должны быть стальными.

При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры    из    коксового    чугуна    при

условии, что температура окружающего воздуха не ниже - 30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1,6 МПа.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта.

Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством нефтебазы с местными органами Госпожнадзора МВД СССР.

1.9.5.    С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды:

подтоварные (кроме резервуарных парков нефтепродуктов, поступающих по магистральным нефтепроводам), образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов в процессе отстоя, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации;

атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;

расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.

С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев.

Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов, следует отводить по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой. Состав сооружений для очистки этих вод и устройство производственно-дождевой канализации должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79.

1.9.6.    Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебаз.

1.9.7. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые колодцы, устанавливаемые на территории резервуарного парка, следует оборудовать запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки - «закрытое». Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарных парках, должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой обвязки очистных сооружений.

1.9.8.    В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую прочистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслуживание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЭС (часть II, прил. 1 п. 52).

1.9.9.    На территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона.

1.9.10. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям СНиП II-4-79, ПУЭ (часть II, прил. 1, пп. 37, 57).

Освещаемые рабочие поверхности, места производства работ:

1.9.11. Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего ограждения (обвалования) резервуарного парка и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

1.10. Производственные операции

1.10.1.    Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников администрацией предприятия должны быть разработаны инструкции, определяющие круг служебных обязанностей работников, порядок проведения основных эксплуатационных операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.

1.10.2.    На трубопроводы нефтебаз, наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы, а там, где их нет, - главным инженером управления или заместителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной или у руководства).

1.10.3.    Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях без ведома главного инженера управления или заместителя председателя Госкомнефтепродукта союзной республики запрещается.

1.10.4.    При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.

1.10.5.    При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84 (часть II, прил.

1, п. 3). Резервуары с понтонами целесообразно использовать только для хранения нефтей и бензинов.

1.10.6.    Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 363 К (90 °С) и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов не менее чем на 15 °С.

1.10.7.    Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефтепродуктов.

Форма и пример заполнения журнала по пароподогреву нефтепродуктов приведены в прил. 6 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.8.    Подогрев вязких нефтепродуктов ведется до достижения температуры, при которой обеспечиваются максимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива (налива), температуры нефтепродукта и окружающей среды, от свойств нефтепродукта и др.

1.10.9.    Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; рекомендуется пользоваться Методикой по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР и Правилами технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 42, 39).

По одному трубопроводу, при обеспечении опорожнения, допускается перекачка нефтепродуктов, входящих в состав одной из нижеследующих групп:

Топливо:

1-я группа - автомобильные бензины неэтилированные;

2-я    группа - керосин осветительный, топлива для быстроходных дизелей, топливо дизельное;

3-я    группа - топливо моторное для средне- и малооборотных дизелей, топливо нефтяное (мазут);

4-я    группа - топливо для реактивных двигателей;

5-я    группа - бензины авиационные этилированные;

6-я    группа - бензин авиационный неэтилированный;

7-я    группа - автомобильные бензины этилированные.

Масла:

1-я    группа - авиационные и для турбореактивных двигателей;

2-я    группа - турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин, конденсаторные, МТ, МК-6, МК-8, трансформаторные и МС-6, МС-8, МС-8п, МК-8п;

3-я    группа - веретенные АУ, АУп;

4-я    группа - трансмиссионные, цилиндровые;

5-я    группа - автомобильные, автотракторные, индустриальные, компрессорные, судовые, моторное для высокоскоростных механизмов;

6-я    группа - осевые;

7-я    группа - дизельные.

1.10.10.    Максимальная температура нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.

1.10.11.    Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паро-пропускных вентилей.

При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.

1.10.12.    Для сокращения потерь нефтепродуктов, при их хранении в резервуарах необходимо: поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.

1.10.13.    Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо: обеспечить полную герметизацию кровли;

осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов; окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

1.10.14.    Эксплуатация газоуравнительной системы, дыхательной арматуры должна осуществляться в соответствии с требованиями раздела 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил. 1, п. 39).

1.10.15.    Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо: поддерживать полную герметизацию системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров; систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.

1.10.16.    Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.

1.10.17. При наполнении (опорожнении) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

1.10.18.    Технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.19.    Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.

1.10.20.    Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности, открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки следует плавно, без применения рычагов и усилителей.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны заноситься в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала приведены в прил. 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.21.    Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.

1.10.22.    При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть у заполненного и убедиться, что нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

1.10.23.    Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.

1.10.24.    При наличии в резервуаре подъемной трубы ее конец по окончании каждой операции (по наполнению или опорожнению резервуара) должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки.

1.10.25.    Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта.

1.10.26.    Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов, пены, пенокамер, а также температурного расширения жидкости при нагревании.

1.10.27.    На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя оперативные осмотры или измерения уровня нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня должны проводиться через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.

1.10.28. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств («Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол»), сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами и допущенными в обращении в установленном порядке. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

1.10.29.    Учетно-расчетные операции с нефтепродуктами проводятся согласно Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и

нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, п. 51).

1.10.30.    В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом или стандартами (уровнемерами, пробоотборниками и др.).

Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следующая последовательность: резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки; отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают; открывают задвижку на газовой обвязке.

1.10.31.    При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте (высотному трафарету).

1.10.32.    Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или Камерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует ежегодно контролировать, результаты контроля заносить в акт, утвержденный руководителем предприятия.

1.10.33.    Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара.

1. 10.34. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

1.10.35.    На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают: номер резервуара по технологической схеме;

вместимость резервуара, м ; высоту резервуара, м; базовую высоту резервуара, м; диаметр резервуара, м;

максимальный уровень продукта в резервуаре, см; минимальный уровень продукта в резервуаре, см; тип и число дыхательных клапанов;

о

максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м3/ч;

максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы.

1.10.36.    В соответствии с технологической картой на стенке резервуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится несмываемой краской значение базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения, на стенке резервуара с понтоном, кроме того, надпись «с понтоном», а около уровнемера - значение базовой высоты.

1.10.37.    Максимальная скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать величин, указанных в типовых проектах и приведенных в прил. 4 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.38.    При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0 °С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

1.10.39. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

1.10.40.    Для предотвращения всплытия, резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.

1.10.41. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопатки, мешки с песком, лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

2.1. Обслуживание резервуаров

2.1.1.    Руководство нефтебазой должно в соответствии с настоящими Правилами разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров, устранения обнаруженных дефектов. Форма и пример заполнения журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуара приведены в прил. 7 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

2.1.2.    При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары. О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т.д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.3.    Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров (прил. 4).

Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками, приведенными в подразделе 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.4.    За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

2.1.5.    Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

2.1.6.    При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.7.    При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

2.1.8.    Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам (см. часть II настоящих Правил).

2.1.9.    Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79 (прил. 1, п. 41). Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями-разработчиками конструкций синтетических понтонов. Некоторые сведения по обслуживанию и ремонту синтетических понтонов приведены в прил. 5 настоящих Правил.

2.1.10.    В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а

также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон должен быть осмотрен на опорах согласно Перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей (прил.

5).

2.1.11.    При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта согласно Указаниям по дегазации резервуара с понтоном (прил. 6).

2.1.12.    Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.13.    Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта и настоящих Правил.

2.1.14. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

2.1.15.    Проверка электрической связи понтона с землей должна выполняться не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30*10 мм .

2.1.16.    Проверка на герметичность сварных соединений понтона должна выполняться согласно Инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона, приведенной в прил. 7.

2.1.17.    Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно проводиться согласно Указаниям, приведенным в прил. 8.

2.1.18.    Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров (часть II, прил. 1, п. 40). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл. 2.1.1.

Сроки проведения обследования резервуаров


Таблица 2.1.1

Вид хранимого нефтепродукта

Срок эксплуатации резервуара

Полное обследование с выводом из эксплуатации

Частичное обследование без вывода из эксплуатации

Нефть товарная

Более 25 лет

Через

3 года

Через

год

Менее 25 лет

»

5 лет

»

2,5 года

Бензин

Более 25 лет

»

3 года

»

1 год

Менее 25 лет

»

5 лет

»

2,5 года

Дизельное топливо

Более 25 лет

»

4 года

»

2 года

Керосин

Менее 25 лет

»

7 лет

»

3 года

2.1.19.    Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специальные бригады, подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии оборудования и специалистов территориальные управления и Г оскомнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.

2.1.20.    На основании результатов обследования составляется годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

2.1.21.    Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми

необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

2.1.22. Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.

2.1.23.    Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в два года.

2.1.24.    Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.2.1.    Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил. 1, п. 39).

2.2.2.    Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

2.2.3. На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах.

2.2.4.    Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов - периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

2.2.5.    При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепежные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенсаторов, подвесок, арматуры, правильность работы дренажных устройств; осмотреть внутреннюю поверхность участка трубопровода, освобожденного от отложений (разобрать или вырезать указанный участок), установить наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.

2.2.6.    Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.

2.2.7.    Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы.

2.2.8.    Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы.

2.2.10.    Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа - 1,5 ср^, но не менее 0,2 МПа;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа - 1,25срад, но не менее сраб + 0,3    МПа.

Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин, после чего давление    снижают до    рабочего.    При    испытании под    рабочим

давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают    удовлетворительными,    если    во    время    испытания    не

произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.

2.2.11.    Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.

2.3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

2.3.1. Резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны подвергаться периодическим зачисткам;

не менее двух раз в год - для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;

не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

2.3.2.    Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродуктов (составляется акт, см. прил. 9);

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

2.3.3.    Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

2.3.4.    Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование, а также использование технологических режимов приведены в прил. 9.

2.3.5.    При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, п. 38), а также раздела 3.4 части II настоящих Правил.

2.3.6.    Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

2.3.7.    Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (прил. 9) лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

2.3.8.    Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения (прил. 9), подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

2.3.9.    Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п. 3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз, средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же, в разделе 9.

2.3.10.    Результаты анализа оформляются справкой (прил. 10).

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах (прил. 11).

2.3.11.    Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил. 12);

для производства ремонтных работ - главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха и начальником пожарной охраны или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил. 13).

2.3.12.    Дегазацию резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (часть II, прил. 1, п. 46).

2.3.13.    На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР), который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении процесса дегазации.

К проекту организации работ должна быть приложена, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и установки оборудования (вентилятор, устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилятора, воздухопровод, газоотводная труба и др.). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопровода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации (крепление вентилятора и др.).

ПОР утверждается руководством нефтебазы (директором или главным инженером) и согласовывается с начальником пожарной охраны нефтебазы.

2.3.14.    При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в прил. 6 настоящих Правил.

2.4. Требования, предъявляемые к проведению геометрических измерений на резервуаре, составлению градуировочных таблиц

2.4.1.    На каждый резервуар, используемый для приема, хранения и отпуска нефтепродукта, независимо от его форм и вместимости, должна быть составлена градуировочная таблица, позволяющая определять количество продукта.

2.4.2.    Определение вместимости стальных резервуаров и их градуирование должны проводиться:

-3

вертикальных цилиндрических вместимостью 100 - 50000 м3 - согласно ГОСТ 8.380-80 (часть II, прил. 1, п. 1);

-3

горизонтальных вместимостью 3 - 200 м3 - согласно ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил. 1, п. 2);

2.4.3.    Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для резервуаров устанавливают в зависимости от их назначения: для резервуаров, применяемых при учетно-расчетных операциях, - не более пяти лет, для резервуаров, применяемых при оперативном контроле и хранении, - не более 10 лет. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости, соответствующей данной высоте наполнения.

2.4.4.    Поверку горизонтальных цилиндрических стальных резервуаров проводят объемным или геометрическим методом. Объемный метод поверки осуществляют двумя способами: с использованием образцовых мерников и образцового уровнемера и с использованием образцового счетчика жидкости и образцового уровнемера. При объемном методе поверки измеряют объем жидкости, поданной в резервуар, и высоту наполнения после каждой или нескольких доз. Геометрический метод поверки заключается в измерении размеров резервуаров и проведении расчетов.

2.4.5.    Допустимые относительные погрешности градуировки вертикальных цилиндрических стальных резервуаров в зависимости от их вместимости составляют не более:

±0,2 % для резервуаров от 100 до 3000 м3;

3

±0,15 % для резервуаров свыше 3000 до 5000 м3;

±0,1 % для резервуаров свыше 5000 до 50000 м3.

2.4.6.    Государственный надзор за состоянием измерений при определении количества нефтепродуктов при приеме, хранении, транспортировке и отпуске потребителю должен проводиться согласно Методическим указаниям РД 50-190-85 (часть II, прил. 1, п. 41).

2.4.7. Градуировочные таблицы на стационарные резервуары утверждает руководство организации, эксплуатирующей резервуары. Градуировочные таблицы на резервуары для учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта.

2.4.8.    К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложены поправки на неровности днища.

2.4.9.    Измерения геометрических параметров элементов резервуаров после ремонта проводит ведомственная метрологическая служба (МС) или, при отсутствии ее, комиссия, создаваемая на предприятии. Результаты измерений оформляются актом, который утверждает главный инженер предприятия (организации).

2.4.10.    Градуировку резервуаров выполняют специалисты, освоившие методы поверки и требования количественного учета нефтепродуктов и имеющие

право проведения работ. Организации, проводящие градуировку резервуаров, должны быть зарегистрированы в порядке, установленном Госстандартом.

2.4.11. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений должны храниться на предприятии и в территориальном управлении Госкомнефтепродукта СССР. Переход на новые градуировочные таблицы, хранение и списание предшествующих таблиц осуществляются в порядке, установленном Госкомнефтепродуктом СССР.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

3.1.    Комплект технической документации должен включать: документацию на изготовление и монтаж резервуара; эксплуатационную документацию;

ремонтную документацию.

Документы на изготовление и монтаж резервуара

3.2.    Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, должна содержать:

а)    рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

б)    заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции (прил. 14);

в) документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже; согласованные отступления от проекта должны быть нанесены монтажной организацией на чертежах КМД, предъявляемых при сдаче работ;

г) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и др.);

Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;

д) документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных на монтаже и вошедших в состав сооружения;

е)    данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций;

ж)    журналы работ (журналы промежуточной приемки на монтажные работы, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску и др.).

Журналы работ составляются отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя, а при монтаже - линейным инженерно-техническим персоналом;

з) акты испытания, отражающие: результат проверки герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом;

и)    документы о контроле качества сварных соединений, предусмотренного СНиП III-18-75;

к) описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций на монтаже, с указанием присвоенных им номеров или знаков;

л) заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;

м) акты приемки смонтированного оборудования;

н) схема и акт испытания заземления резервуара;

о) схема нивелирования основания резервуара;

п) акты на окраску, выполненную на монтаже;

р) акт на приемку протекторной защиты;

с) акт на приемку резервуара в эксплуатацию,

3.3.    На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт (прил. 15). Паспорт на цилиндрический резервуар составляется по форме, соответствующей паспорту на вертикальный цилиндрический резервуар (прил. 15), за исключением п. 7 - 11. На видное место горизонтального резервуара должна быть прикреплена металлическая табличка с указанием следующих данных:

а) наименования предприятия-изготовителя;

б)    типа резервуара;

в)    номера по системе нумерации предприятия-изготовителя;

г)    года и месяца изготовления;

д)    рабочего давления;

е)    номинального объема;

ж)    массы резервуара.

3.4.    Для резервуара с понтоном или плавающей крышей кроме документов, перечисленных в п. 3.2, должны быть приложены:

а)    акт испытания сварных соединений центральной части днища металлического понтона или плавающей крыши на герметичность;

б)    акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытания их после монтажа;

в)    акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

г)    документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для изготовления уплотняющего затвора;

д)    документы, удостоверяющие качество резинотканевого или другого синтетического материала, использованного для изготовления неметаллического ковра понтона;

е)    документы, удостоверяющие качество клеев, использованных при склеивании неметаллического ковра понтона;

ж)    ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона и направляющих патрубков понтона или плавающей крыши и наружного цилиндрического листа короба борта понтона.

3.5.    Для резервуаров повышенного давления, кроме документов, указанных в п. 3.2, должны быть предъявлены дополнительно:

а)    схема геодезических отметок котлована для установки плит-противовесов анкерных болтов;

б)    документы, подтверждающие марку бетона железобетонных плит-противовесов;

в)    акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов;

г)    акт на послойное тpамбoвание грунта над плитами-противовесами;

д)    акт на затяжку анкерных болтов методами, обеспечивающими равномерную затяжку, предусмотренную проектом производства работ.

3.6.    Для резервуаров автозаправочных станций (АЭС) и других заглубленных в грунт металлических резервуаров    кроме    документов,    указанных в

подпунктах а, б, в, г, д, е, ж, з, и, к, м, н, п, р п. 3.2, должны быть дополнительно предъявлены:

а)    акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

б)    акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;

в)    акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара;

г)    документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

Эксплуатационная документация

3.7.    На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть:

а)    технический паспорт резервуара в соответствии со СНиП III-18-75 (прил. 15);

б)    технический паспорт на понтон;

в)    градуировочная таблица резервуара;

г)    технологическая карта резервуара;

д)    журнал текущего обслуживания;

е)    журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

ж)    схема нивелирования основания;

з)    схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

и)    распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

к) технологические карты на замену оборудования резервуаров;

л) акты (см. п. 3.2).

Примечание. Документы, указанные в подпунктах б, ж, з, и, к, л, должны быть приложены к паспорту.

3.8.    Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

3.9.    Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации, приведенной в части II настоящих Правил.

4. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Противопожарные мероприятия

4.1.1.    Пожарная безопасность резервуарного парка регламентируется Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

4.1.2. Ответственность за соблюдение противопожарных мероприятий на рабочем месте возлагается на работника, обслуживающего этот участок. Он отвечает за правильное содержание и своевременное использование противопожарного оборудования, закрепленного за рабочим местом, и участком технологического процесса.

4.1.3.    Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения.

о

4.1.4. Все резервуары вместимостью 5000 м3 и более должны быть оборудованы автоматическими стационарными системами (установками) пенного тушения в соответствии со СНиП II-106-79 и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).

о

Резервуары вместимостью 1000 м3 и более независимо от места расположения должны быть оборудованы пеногенераторами и сухими стояками (сухотрубами) для подачи пены в верхний пояс резервуара.

4.1.5.    Наземные резервуары со стационарной крышей или понтоном с стенками высотой более 12 м должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения.

Охлаждение при пожаре указанных резервуаров с стенками высотой до 12 м включительно, а также подземных резервуаров вместимостью более 400 м3 следует предусматривать передвижными установками. Для обеспечения охлаждения резервуаров при пожаре следует предусматривать кольцевой противопожарный водопровод вокруг резервуарного парка.

4.1.6.    Во избежание образования разрядов статического электричества необходимо:

применять пробоотборники, изготовленные из материалов, не дающих искр при ударе, и имеющие токопроводящие тросики, припаянные к пробоотборникам (тросики следует присоединять к клеммам заземления на крыше резервуара до отбора пробы);

использовать одежду из тканей, не накапливающих зарядов статического электричества, и обувь, исключающую искрообразование.

4.1.7.    Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения надо применять только взрывобезопасные аккумуляторные фонари, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.

Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуаре.

4.1.8.    В каре обвалований резервуарных парков необходимо периодически, согласно графику, брать анализ воздушной среды на взрывоопасность.

4.1.9.    Люки, служащие для измерения уровня и отбора проб из резервуаров, должны иметь герметичные крышки, а замерное отверстие с внутренней стороны - кольцо или колодку из материала, исключающего искрообразование.

4.1.10.    Запрещается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки.

4.1.11.    Для удаления разлившегося при аварии нефтепродукта, а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвалований должны быть установлены запорные устройства в виде клапанов-хлопушек, приводимые в действие вне пределов обвалования.

4.1.12.    При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтепродуктами.

4.1.13.    Огневые работы (сварка, резка, клепка и др.) должны быть организованы и проведены с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

4.1.14.    В резервуарном парке запрещается проезд тракторов и автомобилей, не оборудованных искрогасителями. На участках, где возможно скопление газов и паров нефтепродукта, должны быть установлены знаки, запрещающие проезд автомобиля, тракторов, мотоциклов и другого транспорта.

4.1.15.    Курение на территории резервуарного парка категорически запрещается и разрешено только в специально отведенных (по согласованию с пожарной охраной) и оборудованных местах. На видных местах территории резервуарного парка (у дорожек, переходных мостиков и др.) должны быть установлены знаки или надписи о действующем противопожарном режиме. Надписи и знаки должны соответствовать ГОСТ 12.4.026-76 (часть II, прил. 1, п.

17).

4.2. Требования охраны труда

4.2.1.    Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарных парков нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих по специальности на нефтебазах должно проводиться согласно Типовому положению о подготовке и повышении квалификации рабочих непосредственно на производстве.

4.2.2.    Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и практическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли.

4.2.3.    Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр в соответствии с приказом Министерства здравоохранения СССР от 19 июня 1984 г. № 700 в сроки, определенные лечебными учреждениями, обслуживающими предприятие, по согласованию с профсоюзной организацией и администрацией нефтебазы.

4.2.4.    Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие допуска людей к участию в производственных процессах, режим труда персонала согласно действующим правилам, положениям, нормам по охране труда и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-технические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие на работающих вредных производственных факторов.

4.2.5.    Все работники, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, этилированным бензином, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и др.), должны быть ознакомлены с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.

4.2.6.    При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк запрещается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.

Опускать и поднимать пробоотборник и лот следует так, чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей канавке замерного люка.

4.2.7.    Операции с сернистыми нефтепродуктами и этилированными бензинами по ручному отбору проб и измерению уровня, а также спуску грязи и воды должны выполнять работники в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии наблюдающего.

4.2.8.    Организация и выполнение работ, связанных с зачисткой резервуаров, должны выполняться строго в соответствии с требованиями раздела 2.3 настоящих Правил.

4.2.9. Работникам, выполняющим операции с этилированным бензином, запрещается принимать пищу и брать табачные изделия руками, загрязненными этим продуктом.

4.2.10.    Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить.

Для обезвреживания почвы и полов, загрязненных этилированным бензином, следует применять дихлорамин (1,5 %-ный раствор в бензине), раствор хлорамина (3 %-ный раствор в воде) или хлорную известь в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на 2 - 5 частей воды). Кашицу хлорной извести надо приготовлять непосредственно перед употреблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами, например, керосином, щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок должны быть собраны совком в

ведро с крышкой и вынесены в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок обжигают.

4.2.11.    Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном случае должен осуществляться с учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ и подвергаться оценке по защитным физиолого-гигиеническим эксплуатационным показателям согласно стандартам ССБТ. Применение средств защиты, не имеющих соответствующей технической документации, запрещается.

4.2.12. Спецодежду, спецобувь, защитные средства и предохранительные приспособления выносить за пределы нефтебазы запрещается. Для хранения спецодежды и спецобуви должны быть выделены отдельные шкафчики в санбытовом помещении, для защиты средств и приспособлений - отдельные кладовые.

4.2.13.    Рабочие и служащие, применяющие при работе средства индивидуальной защиты (СИЗ), должны проходить специальный инструктаж и тренировку по применению, методам контроля и испытания СИЗ, оказанию первой помощи при несчастных случаях. Инструктаж и тренировки по применению СИЗ проводятся не реже одного раза в год.

4.2.14.    Хранение, дегазация, дезактивация, стирка и ремонт спецодежды рабочих, занятых на работах с вредными для здоровья веществами (свинец, его сплавы и соединения, ртуть, этилированный бензин, реактивные вещества и т.д.), должны осуществляться в соответствии с инструкциями и указаниями органов санитарного надзора.

4.2.15.    Инженерно-технические работники обязаны строго выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии и требовать их выполнения от своих подчиненных.

4.3. Молниезащита резервуаров

4.3.1.    Проектирование и устройство молниезащиты при сооружении и реконструкции резервуаров должно выполняться согласно требованиям СН 305-77 (часть II, прил. 1, п. 50).

Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относятся по устройству молниезащиты:

ко II категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса В-1г);

к III категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса II - III).

4.3.2.    Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной продукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.

4.3.3.    Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами.

4.3.4.    Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м3 независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.

Резервуары, а также группы резервуаров II категории по устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. м3 должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допускается защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям, к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

4.3.5.    При наличии на резервуарах, отнесенных ко II категории, газоотводных или дыхательных труб, независимо от имеющихся на них огневых предохранителей, для свободного отвода в атмосферу газов взрывоопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой Н = 40d, где d - диаметр трубы, и радиусом R = 0,15Н.

Для газоотводных и дыхательных трубок, оборудованных колпаками или «гусаками», в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом трубок, ограниченное цилиндрической поверхностью со следующими размерами; при избыточном давлении внутри установки менее 0,5.105 Па для газов тяжелее воздуха Н = 1 м, R = 2 м; при избыточном давлении внутри установки от 0,5 до 2,5 Па для газов тяжелее воздуха и до 2,5 Па для газов легче

воздуха Н = 2,5 м, R = 5 м.

Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-1 г дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.

4.3.6.    Для резервуаров, указанных в пп. 3 и 4, заземлители от прямых ударов молнии должны иметь импульсные сопротивления не более 50 Ом на каждый токоотвод.

Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух.

4.3.7.    Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25 - 30 м в виде металлических перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами, кабелями в металлическом корпусе и другими протяженными металлическими конструкциями, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.

Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или других протяженных конструкций не требуется.

4.3.8.    Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные коммуникации необходимо при вводе последних в резервуар присоединять их к любому из заземлителей.

4.3.9.    Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциалов через внешние трубопроводы, проложенные на опорах, необходимо:

а)    на вводе в резервуар трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резервуаров II категории, не более 20 Ом для резервуаров III категории;

б)    на ближайшей к резервуару опоре трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуаров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории;

в) вдоль трассы эстакады через каждые 250 - 300 м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С (334 К) и ниже присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом.

4.3.10.    Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 мм2.

4.3.11.    Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 мм2 и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 мм2 (диаметром около 7 мм).

Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят.

Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным, в исключительных случаях (при невозможности сварки) допускается соединение на болтах.

4.3.12.    Токоотводы следует выполнять из стали размерами не менее указанных ниже:

Снаружи, на воздухе    В земле

Стальные трубы толщиной стенок, мм    2,5    Не    допускается

4.3.13. Соединения токоотводов должны быть сварными. Соединения на болтах допускаются как исключение для резервуаров, относящихся по

устройству молниезащиты к III категории. Для проверки величины сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и металлически связанных между собой (например, при металлической кровле или молниеприемной стойке). Такие разъемные соединения выполняются снаружи сооружения на высоте 1 - 1,5 м от земли.

4.3.14.    Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей, должна быть окрашена в черный цвет.

4.3.15.    По расположению в грунте и форме электродов заземлители бывают:

а)    вертикальные - из стальных вертикально ввинчиваемых стержней из круглой стали или забиваемых стержней из уголковой стали и стальных труб.

Длина ввинчиваемых электродов принимается 4,5 - 5 м, а забиваемых - 2,5 м.

Верхний обрез вертикального заземлителя должен находиться от поверхности земли на расстоянии 0,5 - 0,6 м;

б)    горизонтальные - из полосовой или круглой стали, уложенные горизонтально на глубине 0,6 - 0,8 м от поверхности земли одним или несколькими лучами, расходящимися из одной точки, к которой присоединяется токоотвод;

в)    комбинированные - вертикальные и горизонтальные, объединенные в общую систему.

4.3.16.    Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее, чем указанные в п. 4.3.12.

Все заземлители между собой и с токоотводами должны соединяться посредством сварки. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников.

Соединения на болтах допускаются при устройстве временных заземлений.

Мест разъемных соединений должны быть оцинкованы.

4.3.17.    При устройстве нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу.

4.3.18.    Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.

4.3.19.    При эксплуатации устройств молниезащиты должно осуществляться систематическое наблюдение за их состоянием, в график плановопредупредительных работ должны входить текущее обслуживание (ревизии), текущие и капитальные ремонты этих устройств.

4.3.20.    Ежегодно, перед наступлением грозового сезона (в марте, апреле), необходимо осмотреть состояние наземных элементов    молниезащиты

(молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.

Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надежного соединения с токоотводом и заземлителем.

4.3.21.    После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты должны быть осмотрены и повреждения немедленно устранены.

4.3.22.    При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов, и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше чем на 30 % их следует полностью заменить либо заменить отдельные дефектные места.

4.3.23 Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должны проводиться не реже одного раза    в    год    (летом    и

при сухой почве).

Если сопротивление растеканию токов заземления превышает нормативное значение на 20 %, то необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство.

4.3.24.    Текущие ремонты молниезащитных устройств могут быть выполнены во время грозового периода, капитальные ремонты - только в негрозовой период года.

4.3.25.    Результаты ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов и т.д. следует заносить в специальный эксплуатационный журнал (прил. 16).

4.3.26.    Лица, проводящие ревизию молниезащиты, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов.

4.3.27.    Ответственность за исправность и систематическую проверку заземлений возлагается на главного инженера предприятия.

Защита резервуаров от статического электричества

4.4.1. Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо

предусматривать, с учетом особенностей производства, следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникаций, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;

уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

использование радиоизотопных, индукционных и других нейтрализаторов.

4.4.2. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-85, ГОСТ 21130-75, СН 102-76, Инструкцией по устройству сетей заземления. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.

4.4.3 Резервуары вместимостью более 50 м3 (за исключением вертикальных диаметров до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

4.4.4.    Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается.

Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, а если это возможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть выбраны таким образом, чтобы исключить разбрызгивание.

4.4.5.    Скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам необходимо ограничивать таким образом, чтобы заряд, приносимый в резервуар с потоком нефтепродукта, не мог вызвать с его поверхности искрового разряда, энергия которого достаточна для воспламенения окружающей среды. Допустимые скорости движения жидкости по трубопроводам и истечения их в резервуары зависят от следующих условий, влияющих на релаксацию зарядов: вида налива, свойств нефтепродукта, содержания и размера нерастворимых примесей, свойств материала стенок трубопровода, резервуара.

4.4.6.    Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 Ом • м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с.

Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 109 Ом • м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно.

Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке жидкости, имеющей удельное объемное электрическое сопротивление более 109 Ом • м, при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью, превосходящей безопасную, следует применять специальные устройства для отвода зарядов.

Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанавливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в заполняемый резервуар так, чтобы при максимальной из используемых скоростей транспортирования время движения продукта по загрузочному патрубку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0,1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости.

Если это условие конструктивно не может быть исполнено, то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда должен быть обеспечен внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на поверхность имеющейся в резервуаре жидкости.

Примечания. В качестве устройств для отвода заряда из жидкого продукта могут использоваться нейтрализаторы со струнами, правила выбора, конструирования, монтажа и эксплуатации которых изложены в РТМ 6.28-008-78 Устройства отвода заряда из потока жидкости с протяженными разрядными электродами (нейтрализаторы со струнами).

В качестве устройств для отвода заряда внутри заполняемого резервуара могут применяться клетки из заземленной металлической сетки, охватывающие некоторый объем у конца загрузочного патрубка таким образом, чтобы заряженный поток из патрубка поступал внутрь клетки. При этом объем клетки должен быть не менее V = Q • ф/3600, где V - объем клетки, м3; Q - скорость перекачки нефтепродукта, м3/ч; ф - постоянная времени релаксации заряда в нефтепродукте, с.

4.4.7.    Данные по электрическим параметрам светлых нефтепродуктов и номограммы по определению допустимых скоростей перекачки приведены в

Рекомендациях по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны, утвержденных 12/XI.85 г. Госкомнефтепродуктом РСФСР.

4.4.8.    Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемнораздаточного патрубка.

При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом требований п. 4.4.6.

4.4.9.    Для предотвращения опасности возникновения искровых разрядов на поверхности нефтепродуктов не должно быть незаземленных электропроводящих плавающих предметов.

4.4.10.    Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 мм2, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.

4.4.11.    Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту.

4.4.12.    Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее, чем через 10 мин после прекращения движения нефтепродукта.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется

наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен. Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика.

Работники, отбирающие пробы, должны иметь обувь с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронепроводящей резины.

Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей, кроме нательного белья, запрещается.

4.4.13.    Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества нефтебазы (прил. 17). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

4.4.14.    Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

(к п. 1.1.9)

ПЕРЕЧЕНЬ

проектов стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Номер типового проекта

Наименование типового проекта

Вместимость резервуара, м3

Организация - разработчик проекта

704-1-158.83

Резервуар стальной горизонтальный для нефтепродуктов

3

Южгипронефтепровод

704-1-159.83

То же

5

То же

704-1-160.83

»

10

»

704-1-161.83

»

25

»

704-1-162.83

»

50

»

704-1-163.83

»

75

»

704-1-164.83

»

100

»

704-1-49

Вертикальный цилиндрический резервуар для нефти и нефтепродуктов, собираемый методом рулонирования, с щитовой кровлей

100

ЦНИИ Проектстальконструкция

704-1-50

То же

200

То же

704-1-51

»

300

»

704-1-52

»

400

»

704-1-53

»

700

»

704-1-66.84

»

1000

Южгипронефтепровод

704-1-167.84

»

2000

То же

704-1-168.84

»

3000

»

704-1-169.84

»

5000

»

704-1-170.84

»

10000

»

704-1-171.84

»

20000

»

704-1-172.84

»

30000

»

704-1-150С

Резервуары для нефтепродуктов, предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур

100

Южгипронефтепровод

704-1-151С

То же

200

То же

704-1-152С

»

300

»

704-1-153С

»

400

»

704-1-154С

»

700

»

704-1-155С

»

1000

»

704-1-25

Резервуары для хранения светлых и темных нефтепродуктов с объемной массой не более 1 кг/см3, предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур.

2000

Ленинградское отделение ЦНИИПСК

704-1-26

То же

3000

То же

704-1-27

»

5000

»

704-1-28

Резервуары для хранения светлых нефтепродуктов с объемной массой не более 0,9 кг/см3, предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур

10000

»

704-1-29

То же

20000

»

704-1-179.85

Резервуары стальные для нефти и нефтепродуктов со стационарной крышей и понтоном (вариант с применением крупногабаритных листов проката)

10000

Южгипронефтепровод

704-1-180.85

То же

20000

То же

704-1-181.85

»

30000

»

704-1-85

Наземный вертикальный резервуар с гладким с внутренней стороны покрытием

400

Аэропроект

704-1-86

То же

700

»

704-1-87

»

1000

»

704-1-88

»

2000

»

704-1-89

»

3000

»

704-1-90

»

5000

»

Специальные проекты

80729

Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей, собираемые методами полистовой сборки стенки или рулонирования

50000

ЦНИИПСК

83050

Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей. Резервуары можно собирать со стенкой комбинированной сборки; с двухслойной стенкой; со стенкой, усиленной бандажами

100000

ЦНИИПСК

Приложение 2

(к п. 1.1.9)

ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Номинальный объем, м3

Диаметр, м

Высота стенки, м

Хранимая жидкость

1000

12,3

9

Нефтепродукты

2000

15,3

12

»

3000

19

12

»

5000

22,8

12

»

10000

28,5

18

»

20000

40

18

Нефть или нефтепродукт

40000

56,9

18

Нефть

50000

60,7

18

»

100000

85,3

18

»

150000

102,6

18

»

Таблица 2

Оптимальные параметры вертикальных резервуаров со стационарными покрытиями и резервуаров с металлическими понтонами

Номинальный объем, м3

Диаметр, м

Высота стенки, м

Хранимая жидкость

100

4,7

6

Нефтепродукты

200

6,6

6

»

300

7,6

7,5

»

400

8,5

7,5

»

700

10,4

9

»

1000

10,4

12

»

2000

15,2

12

»

3000

19

12

»

5000

21

15

»

10000

28,5

18

Нефть или нефтепродукты

20000

40

18

Нефть

30000

45,6

18

»

50000

60,7

18

»

Таблица 3

Оптимальные параметры и конструктивные решения горизонтальных резервуаров (наземное расположение)

Номинальный объем, м3

Диаметр, м

Длина, м

Конструктивное решение

Хранимая жидкость

Конструкция торцовых стенок

Внутреннее давление, МПа

3

1,4

2

Плоские

0,04

Не фтепроду кты

5

1,9

2

»

0,04

То же

10

2,2

3,3

Конические

0,07

»

10

2,2

2,8

Плоские

0,04

»

25

2,8

4,8

Конические

0,07

»

25

2,8

4,3

Плоские

0,04

»

50

2,8

9,6

Конические

0,07

»

50

2,8

9

Плоские

0,04

»

75

3,2

9,7

Конические

0,07

»

75

3,2

9

Плоские

0,04

»

100

3,2

12,7

Конические

0,07

»

100

3,2

12

Плоские

0,04

»

500

6

18

»

0,02

»

1000

6

35,8

»

0,02

»

Таблица 4

Оптимальные параметры вертикальных резервуаров

Номинальный объем, м3

Диаметр,м

Высота, м

Внутреннее давление, кПа

Хранимая жидкость

200

10,4

3

2

Нефтепродукты

400

10,4

4,5

2

»

700

14,6

4,5

2

»

1000

14,6

6

2

»

2000

26,5

4,5

2

»

3000

26,5

6

2

»

5000

34,2

6

2

»

Приложение 3

(к п. 1.3.4)

УКАЗАНИЯ ПО ЗАЩИТЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ

1.    При выполнении работ по защите стальных резервуаров от коррозии следует руководствоваться СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.05.06-85 и ГОСТ 1510-84 (часть II, прил. 1, пп. 31, 36, 3).

2.    Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения полимерных покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0,3 % для противокоррозионной защиты днища рекомендуется применять катодную или протекторную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных станций или групповых протекторов.

3.    Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям и градуировать. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и зачищен согласно разделу 2.3 п. 1.13 настоящих Правил.

4.    При разработке технологии нанесения противокоррозионных (защитных) покрытий в зависимости от условий эксплуатации резервуара необходимо руководствоваться:

Рекомендациями по выбору и нанесению лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций, эксплуатирующихся в сточных водах (часть II, прил. 1, п. 43);

Временной инструкцией по окраске резервуаров антикоррозионной эмалью ХС-717 (часть II, прил. 1, п. 44);

Инструкцией по окраске наружной поверхности резервуаров со светлыми нефтепродуктами теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144 (часть II, прил. 1, п. 45).

5.    Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской, при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии, обезжиривание, дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла.

Работы по подготовке поверхностей необходимо выполнять в соответствии с ГОСТ 9.402-80 (часть II, прил. 1, п. 29). Состояние поверхности должно быть проверено комиссией и оформлено актом скрытых работ (прил. 3.1).

На подготовленную поверхность наносят покрытие, причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после технологической выдержки предыдущего слоя.

6.    Работы по защите резервуаров от коррозии должны выполняться бригадами, укомплектованными специалистами, которые имеют соответствующую квалификацию. При этом работы должны проводиться с соблюдением требований техники безопасности и пожарной безопасности. Бригады должны быть оснащены соответствующим оборудованием и механизмами.

7.    Ответственность за организацию и проведение окрасочных работ возлагается на главного инженера предприятия (нефтебазы).

8.    Перед началом работ необходимо:

подготовить и проверить все оборудование для очистки поверхности и нанесения модификаторов ржавчины и эмали;

установить леса на определенную высоту;

при защите внутренней поверхности резервуара смонтировать вентиляцию и при необходимости вырезать монтажное окно в нижнем поясе для внесения в резервуар оборудования и лесов;

при проведении работ в ночное время следует использовать освещение во взрывозащищенном исполнении;

для проведения подготовительной работы и приготовления лакокрасочных составов вблизи окрашиваемого резервуара нужно оборудовать открытую площадку с навесом;

при наличии понтона следует установить под ним стойки или другие приспособления для уменьшения его провисания.

9.    При проведении работ по антикоррозионной защите оформляется журнал (прил. 3.2).

10.    На каждый окрашенный резервуар заполняется паспорт на покрытие (прил. 3.3).

11.    Качество нанесенного покрытия необходимо контролировать по истечении полного времени формирования покрытия (сушки) согласно ТУ или проекту организации работ по следующим параметрам: толщине покрытия, сплошности, адгезии, а также визуальному осмотру.

12.    По окончании работы по нанесению покрытия составляют акт приемки резервуара в эксплуатацию (прил. 3.4). К акту приемки должны быть приложены: паспорт на применяемые материалы, акт на скрытые работы (прил. 3.1), журнал производства работ по антикоррозионной защите (прил. 3.2).

Состояние покрытия проверяют при проведении эксплуатационных осмотров, ремонтных и очистных работ, но не реже одного раза в год. Результаты осмотра записывают в акте проверки (прил. 3.5). Состояние покрытия контролируют визуально после очистки резервуара от грязевых отложений. Зачистные работы необходимо выполнять, не нарушая покрытия.

Покрытие, имеющее вздутие, растрескивание, отслоение или другие явные дефекты, считается поврежденным. В сомнительных случаях целостность покрытия определяют, проверкой адгезии по ГОСТ 15140-78 (метод решетчатых надрезов). Поврежденные участки покрытия должны быть восстановлены.

Разрушенное покрытие удаляют механическим способом, поверхность зачищают и окрашивают по первоначальной схеме.

В табл. 1 приведены системы бензостойких покрытий, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 1510-84.

Таблица 1

Системы бензостойких покрытий

Поверхность

Марка модификатора ржавчины

Марка эмали

Число слоев

Срок службы покрытия, годы, не менее

Опескоструенная

-

ХС-717

4

12

Ржавая

П-1Т-Ц или ПРЛ-2 или Э-ВА-01 ГИСИ

ХС-717

4

5

Опескоструенная

-

ХС-5132

4

5

Ржавая

П-1Т-Ц

ХС-5132

4

5

Ржавая

П-1Т-Ф или П-1Т-Ц

ХС-973

3

5

Ржавая

П-1Т-Ц

ХС-775

3

5

Ржавая

-

ХС-928

3

5

Приложение 3.1

(к п. 5)

Утверждаю

(руководитель предприятия)

Дата утверждения

АКТ

скрытых работ по подготовке поверхности металла под лакокрасочное покрытие

от «_»_198_г.

Город

Составлен комиссией в составе:

председатель - главный инженер нефтебазы_

(наименование, номер нефтебазы, фамилии, имя, отчество)

члены комиссии: мастер_

(фамилия, имя, отчество)

исполнитель_

(должность, фамилия, имя, отчество) на проведенный осмотр и проверку качества подготовки поверхности металла

резервуара РВС №_для нанесения лакокрасочного покрытия. Состояние

внутренней поверхности резервуара РВС:_

(указать степень подготовки поверхности и заключение о возможности

проведения окрасочных работ)

Составлен в_экземплярах:

1-й    экземпляр направлен_

2-й    экземпляр - в дело

Председатель комиссии: _

(подпись)

Члены комиссии:    _

(подпись)

Приложение 3.2

(к п. 9)


ЖУРНАЛ

ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО НАНЕСЕНИЮ ПОКРЫТИЙ НА РЕЗЕРВУАР

Наименование объекта_

Адрес объекта_

Основание для производства_

Производство работ_

Начато_

Окончено_

Подпись ответственного лица

организации, выдавшей журнал

Форма 1

1.    Наименование защищаемого резервуара_

2.    Место установки резервуара_

(помещение, вне здания и др.)

3.    Наименование организации, разработавшей проект антикоррозионной защиты_

4. Краткая характеристика резервуара

(материал, наличие нагрева, механических воздействий и т.д.)

5.    Характеристика агрессивной среды в резервуаре_

(концентрация, температура)

6.    Дата и номер документа о сдаче резервуара под покрытие и испытании на

герметичность_

7.    Защищаемая площадь резервуара в кв. метрах_

8.    Дата и номер акта о сдаче покрытой поверхности резервуара

9.    Дата пуска в эксплуатацию_

10.    Замеченные изменения за время эксплуатации в течение гарантийного срока

Примечания: 1. Пункты 6 и 9 заполняются заказчиком.

2. Пункт 10 заполняется совместно заказчиком и исполнителями работ.

Форма 2

Дата,

год,

месяц,

число

Наименование работ

Объем

работ,

м2

Температура во время производства работ

Материал для покрытия

Число нанесенных слоев и их толщина, мм

Продолжительность сушки отдельных слоев (сут) и температура сушки (°С)

Ф. и. о. мастера-производителя работ

Дата и номер акта приемочных работ

Примечание

в

резервуаре

окружающего

воздуха

ГОСТ и ТУ

паспорта

анализа

Очистка поверхности

Г рунтовка поверхности (наименование грунтовки)

Шпатлевка (наименование шпатлевки)

Нанесение эмали, наименование эмали

ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ ЖУРНАЛА

1. Ведение журнала обязательно при выполнении работ по нанесению покрытий.

На каждый резервуар заполняются отдельные формы № 1 и № 2.

2.    Запись в журнале производится ежедневно, за каждую рабочую смену, за каждый вид работы, записи закрепляются подписью мастера.

3.    Производитель работ ежедневно проверяет правильность заполнения журнала.

4.    Запись в журнале производится чернилами четко и аккуратно.

5.    В графе 5 указывается температура воздуха, окружающего резервуар, на расстоянии не более 1 м от него.

6.    В графах 7 и 8 указываются номера паспорта или анализа от каждой партии материала, применяемого при выполнении работ.

7.    Ответственность за ведение журнала несет производитель работ.

8.    Помарки и исправления в журнале не допускаются, при их наличии они должны быть оговорены ответственными представителями принимающей организации и производителем работ.

9.    В журнале должны быть отражены все работы, выполненные по нанесению покрытий на поверхность резервуара.

Приложение 3.3

(к п. 10)

ПАСПОРТ

НА ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СО СВЕТЛЫМИ НЕФТЕПРОДУКТАМИ

Номер и тип резервуара_

Под какой продукт предназначен резервуар_

Какие имелись дефекты:

отпотины_

выпуклости _

неровности _

перекосы и др._

Какого состава и по какой схеме было нанесено покрытие_

Каким способом производилось нанесение покрытия

Количество израсходованных материалов _________

Вид и цвет покрытия по визуальному наблюдению __

(гладкая, шероховатая, матовая, глянцевая и т.п.)

Толщина покрытия на швах, стенках, крыше резервуара по показаниям толщиномера МТ-ЗОН и др.

Начало и конец работы_

(число, месяц, год)

Состав бригады, выполняющей работы_

Температура и влажность воздуха во время выполнения окрасочных работ

Главный инженер Зав. лабораторией Мастер

Утверждаю

(руководитель предприятия) (подпись, расшифровка подписи)

Приложение 3.4

(к п. 12)


Дата утверждения

АКТ

приемки окрашенного резервуара

« »    198    г.

(город)


Составлен комиссией в составе_

председатель:_

(должность, фамилия, имя отчество)

члены комиссии_

(должность, фамилия, имя, отчество)

В резервуаре_

(характеристика резервуара) нанесено противокоррозионное покрытие_

(характеристика покрытия

по элементам конструкции резервуара: число слоев, вид

лакокрасочного материала)

Поверхность была подготовлена_

(способ подготовки поверхности)

Осмотр внутренней поверхности резервуара показал, что_

(указать качество покрытия: цвет, адгезия, подтеки, сплошность)

имелись следующие дефекты_

(перечислить дефекты покрытия)

Дефекты исправлены_

(указать, как они исправлены)

Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию.

Составлен в_экземплярах:

1-й    экземпляр направлен_

(наименование вышестоящей организации)

2-й    экземпляр направлен_

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту    Стр. 42 из 182

3-й экземпляр - в дело

Председатель комиссии_

(подпись)


Члены комиссии

(подписи)

Приложение 3.5

(к п. 12)


Утверждаю

(руководитель предприятия)

(подпись, расшифровка подписи)

Дата утверждения

АКТ

проверки состояния покрытия в процессе эксплуатации

от «    »    198    г.

(город)


Составлен комиссией в составе: председатель - главный инженер нефтебазы

(наименование,

номер нефтебазы, фамилия, имя, отчество)

Члены комиссии:

мастер

(фамилия, имя отчество)

исполнитель

(должность, фамилия, имя, отчество) на проведенный осмотр покрытия после эксплуатации ____________

(наименование объекта)

(указать способ очистки поверхности покрытия, вид контроля и выводы о состоянии покрытия, описать проведенные ремонтные работы)

Составлен в_экземплярах

1-й экземпляр направлен_

(наименование вышестоящей организации)

2-й экземпляр направлен_

3-й экземпляр_в дело

Председатель комиссии:    _

в дело


(подпись)

Члены комиссии:

(подписи)

Приложение 4

(к п. 2.1.3)

УКАЗАНИЯ ПО ТЕКУЩЕМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ РЕЗЕРВУАРОВ

1.    В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи следует подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки.

2.    При осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо:

а) следить за исправным состоянием замерного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резь барашка, направляющей планки, плотностью прилегай крыши;

б)    обеспечить в дыхательном (механическом) клапане, рассчитанном на давление до 2 кПа, плавное движение тарелок клапанов и плотную посадку их в гнезда; не допускать примерзания тарелок клапанов к гнездам; в зимнее время поддерживать в чистоте сетки клапанов и освобождать их от инея и льда; в клапане НДКМ не допускать разрыва фторопластового покрытия, значительного обледенения внутренней поверхности, негерметичности фланцев, смотрового люка клапанов, обрыва цепочки, зарастания импульсной трубки инеем, льдом, засорение пылью, разрыва мембраны, неисправности пружины амортизатора;

в)    следить за исправностью дыхательного клапана, рассчитанного на давление 0,07 МПа, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

В процессе эксплуатации дыхательные клапаны должны периодически осматриваться и регулироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, при этом следует проверять целостность фторопластового покрытия, мембран, тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности от льда и инея;

г)    в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;

д)    следить за горизонтальностью положения диска-отражателя, прочностью его подвески;

е)    в огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофрированными пластинами, засорение их пылью, инеем; следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменить новыми;

ж)    в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов. Следить за плотностью соединения пенокамеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГПС-2000, ГПС-600, ГПС-200 необходимо следить за правильностью положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), деталей, за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки (в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене);

з)    проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

и) в пробоотборнике стационарного типа проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем, следить, нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т. п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;

к) в приемо-раздаточных патрубках проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) трубы (подъем должен быть легким и плавным); следить за исправным состоянием троса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и

фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;

л) проверять исправность работы хлопушки с управлением в приемо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия; управление хлопушкой должно осуществляться легко, без заеданий;

м) на резервуарных задвижках в зимнее время проверять состояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежание их заморожения спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;

н) в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;

о) следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, указанных в части II настоящих Правил;

п) следить за состоянием сварных швов, заклепочных соединений резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в швах, в основном металле вблизи заклепок и сварных швов);

р) следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения; прокладки, сварных соединений);

с) по устройствам «Радиус», «Квант», «Уровень», «Утро-3», СУУЗ и другим следить за исправностью в соответствии с инструкцией завода-изготовителя; т) следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин); должен быть отвод ливневых вод по лотку; у) по канализационной сети резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб, хлопушки, в тросе хлопушки; не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтом или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.

При обслуживании понтона нужно проверять:

а)    горизонтальность поверхности понтона; герметичность коробов, наличие в них продукта;

б)    нет ли отпотевания или нефтепродукта на центральной части понтона;

в)    плотность прилегания затвора к стенке резервуара, трубам, УДУ и ПСР или центральной стойке;

г)    надежность крепления и нет ли повреждений проводов для отвода статического электричества.

При обнаружении на понтоне нефтепродукта последний удаляют и выясняют причину неисправности. Если это нарушение вызвано заплескиванием нефтепродукта, то необходимо исключить возможность попадания воздушных пробок в подводящий к резервуару трубопровод.

При нарушении герметичности центральной части понтона или коробов резервуар необходимо освободить от нефтепродукта и отремонтировать.

При обслуживании вертикальных резервуаров повышенного давления должна быть обеспечена горизонтальность опорных столиков под анкерный болт. Анкерные болты не должны иметь искривлений, трещин, коррозионных каверн. Над гайкой должны быть свободные нитки резьбы. При обслуживании оборудования резервуаров должны быть обеспечены:

а)    свободный подъем, опускание и плотное прилегание клапана-вентиля;

б)    плотное прилегание всасывающего клапана;

в)    чистота поверхности, полное сечение отверстий и целостность сетки фильтра;

г)    плотность прилегания и целостность прокладки горловины резервуара.

При обслуживании подогревателей в резервуарах с подогревом нефтепродукта необходимо проверять:

а)    исправность и герметичность змеевиковых пароподогревателей (обнаруженные при осмотре повреждения конструкции подогревателей немедленно устранить);

б)    следить за исправностью средств электроподогрева в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Приложение 5

(к п. 2.1.10)

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПРОВЕРОК ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОНТОНА И УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ

1. При визуальном осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить, нет ли нефтепродукта на поверхности ковра или затвора, разрывов ковра, зазора между затвором и стенкой резервуара.

При осмотре понтона внутри резервуара необходимо проверить:

герметичность швов ковра и нет ли разрывов в нем;

нет ли зазора между затвором и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине);

степень изношенности затвора (затвор считается изношенным, если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до тканевого материала);

герметичность коробов согласно прил. 7 настоящих Правил;

не засорился ли перфорированный кожух, предназначенный для ручного отбора проб и измерений уровня;

нет ли обрыва и коррозии токоотвода заземления (измеряют сопротивление растеканию тока токоотводов).

2.    При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может проводиться сифонами (шлангами), передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов типа ЭВ-200 и Г-600. Используемые передвижные насосные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов (шлангов), эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями техники безопасности и настоящих Правил.

3.    Сварные соединения освобожденных из-под нефти или нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответствии с Инструкцией по определению герметичности сварных соединений понтона (прил. 7).

В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.

4.    Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефти или нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением эпоксидных составов.

5.    Неисправные элементы затворов и системы заземления должны быть заменены.

Особенности обслуживания и ремонта синтетических понтонов

6.    В настоящее время применяются при строительстве новых и дооснащении действующих резервуаров синтетические понтоны следующих модификаций: пенополиуретановые конструкции СКВ «Транснефтеавтоматика», полиэтиленовые из полиэтилена высокой плотности конструкции ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР, пленочные из полиамидной пленки ПК-4 конструкции ВНИИСПТнефть, резинотканевые и др.

7.    Монтаж синтетических понтонов начинается с подготовки резервуара, врезки люков-лазов, сооружения и соединения конструктивных элементов, обеспечивающих жесткость и плавучесть защитного покрытия (поплавков, коробов жесткости, настила и др.), соединения элементов, обеспечивающих электростатическую защиту понтона. После чего ведутся монтажные операции по перекрытию кольцевого пространства резервуара (разворачивание и подсоединение к коробам жесткости рулона полиэтилена, ковра из пленки ПК-4), технологические операции по напылению на арматуру жесткости компонентов пенополиуретана. Монтаж ведется согласно технической документации, проекту производства работ, разработанному проектными организациями.

При дооснащении полиэтиленовыми или пленочными понтонами резервуаров с центральной стойкой на ковре предусматривается монтажный шов, который должен быть сварен или склеен после монтажа по технологии организации-разработчика. После полной сборки понтона из пенополиуретана (ППУ) вся его поверхность с целью электростатической защиты покрывается латексом согласно технологической инструкции. После нанесения латекса ходить по понтону не разрешается.

8.    Огневые работы в резервуаре выше отметки опорного устройства понтона (1800 мм) после монтажа неметаллического понтона должны вестись с принятием мер, исключающих попадание искр раскаленного металла на поверхность ковра.

9.    После окончания монтажа представитель заказчика совместно с представителем монтажной организации должны проверить качество сборки и

монтажа понтона. Если при изготовлении и монтаже понтона были допущены отступления от проекта и рекомендаций организации-разработчика, приемку следует проводить в присутствии представителя проектной организации.

10. Технологический режим (скорость подъема понтона, предельный уровень наполнения, максимальная температура хранимого нефтепродукта и т.д.) определяется соответствующими инструкциями организаций-разработчиков синтетических понтонов.

11.    На резервуарах с синтетическими, понтонами вблизи замерного люка и около уровнемера должна быть надпись «Залив выше... см воспрещается».

12.    При максимальном уровне наполнения должен быть обеспечен запас свободного пространства над понтоном 300 - 500 мм до, выступающих частей кровли, балок и т.д. При заполнении до верхнего предельного уровня скорость наполнения должна быть заблаговременно (за 1 - 1,5 м) снижена до 150 - 200

м3/ч.

13.    В период эксплуатации резервуаров с синтетическими понтонами для сокращения потерь паров нефтепродукта нецелесообразно опускать уровень нефтепродукта ниже 1,8 м.

14.    Осмотр понтона из пенополиуретана (ППУ) должен предусматриваться в графике эксплуатации не реже одного раза в шесть месяцев.

15.    Зачистка и промывка резервуаров с понтоном из ППУ должна проводиться с помощью моющего раствора типа МЛ-2. Применение острого пара запрещается.

16.    При пропарке и промывке резервуаров с пленочными и полиэтиленовыми понтонами температура под понтоном должна быть не более 60 °С, а давление - не более 0,3 МПа.

17.    Ремонт понтона из ППУ в случае необходимости осуществляется в резервуаре путем зачистки дефектных мест, напыления или заливки ППУ и подклеивания эластичного затвора. Передвижение по понтону из ППУ во время ремонта и обслуживания его допускается только по трапам шириной 650 мм и длиной не менее 2 м. Передвижение по понтону из ППУ, когда он находится в плавучем состоянии, не допускается.

18.    При текущем и среднем ремонте полиэтиленового понтона устраняют локальные дефекты ковра, негерметичность коробов, соединяют отвод статического электричества и заземляющего устройства в случае их обрыва или полностью заменяют токоотвод в случае коррозии. При капитальном ремонте понтона выполняются работы по частичной или полной замене ковра, затвора, сетки для защиты от статического электричества.

19.    При текущем ремонте пленочного понтона проводится заклеивание обнаруженных разрывов ковра (технология склейки разрывов ковра приведена ниже), установка дополнительных промежуточных поплавков. При капитальном ремонте выполняются работы по частичной или полной замене ковра, сетки, затвора, замене или установке дополнительных поплавков, частичной или полной замене монтажной опоры.

20.    При проведении капитального ремонта резервуара, связанного с полной заменой кровли, верхних поясов, следует предусматривать меры предосторожности во избежание попадания искр, брызг сварки на синтетический материал понтона. При этом следует предусматривать либо временный демонтаж и сворачивание в рулон ковра, либо временное затопление водой понтона при выполнении огневых работ (наличии дренажных устройств в коробах).

21.    Срок службы синтетических понтонов должен быть не менее 10 лет.

Технология склейки разрывов пленочного ковра при его ремонте

Разрыв ковра ликвидируется наложением заплаты из материала ковра (полиамидная пленка ПК-4), предварительно усаженного при температуре 60 °С по следующей технологии:

а)    вырезать предварительно усаженную заплату размером больше разрыва на 40 - 50 мм на сторону;

б)    зачистить место разрыва по размеру заплаты от пыли и грязи сухим тампоном и протереть ацетоном;

в)    наклеить заплату на поверхность ковра при температуре не ниже 15 °С. Для этого на заплату и на склеиваемую поверхность ковра нанести кистью тонкий слой клея ПК-5 по одному разу на каждую из оклеиваемых поверхностей и выдержать (обычно 1 - 2 мин) до «отлипа», то есть пока нанесенный клей не начнет тянуться в виде отдельных нитей. Только после этого заплату наложить на ковер. При наложении заплаты на склеиваемую поверхность ковра натяжение и складки недопустимы;

г)    после склеивания заплату прогладить роликом;

д) склеивание ковра при температуре ниже 15 °С и высокой влажности окружающего воздуха проводить на переносной грелке, заполненной горячей

водой температурой 50 - 60 °С;

е) при склеивании следует избегать попадания клея на несклеиваемую поверхность пленки.

Приложение 6

(к п. 2.1.11)

УКАЗАНИЯ ПО ДЕГАЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРА С ПОНТОНОМ

1.    Дегазация (очистка) резервуара осуществляется при положении понтона на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиляцией.

2. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатка нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком-указателем.

3.    Резервуар необходимо пропарить, подавая пар одновременно под понтоном и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выполняться при одном открытом световом люке. В процессе пропарки пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены через отжатый участок затвора кольцевого зазора между стенками резервуара и понтоном, расположенного на противоположной стороне от люков, через которые подается пар. Длина отжатого участка затвора должна быть не менее 10 м. Отжатие затвора от стенки резервуара может быть осуществлено с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений. Во время пропарки внутри резервуара необходимо поддерживать температуру в пределах 60 - 70 °С, для синтетических - не более 60 °С. Пропарка должна проводиться до полного удаления паров нефти и нефтепродукта из резервуара. Если для подачи используются шланги, то они должны быть оснащены наконечниками из цветного металла. Паропровод и наконечники шлангов должны быть заземлены.

Примечание. Не допускается попадание струи пара на ковер и поплавки из синтетических материалов.

4.    После окончания пропарки резервуар должен быть остужен до температуры не выше 30 °С с проветриванием при открытии всех люков. Далее резервуар должен быть промыт водой путем дополнения его до максимально допустимого уровня с последующим опорожнением или промыт водяной струёй (при этом не допускается попадание воды на поверхность понтона).

5.    При выполнении работ по пропарке и вентилированию резервуара с понтоном крышки открытых люков и патрубков должны быть прикреплены к своим фланцам одним или двумя болтами, затянутыми гайками.

6. Резервуар с понтоном, в котором имеются пирофорные отложения, необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках. Пар следует подавать одновременно под понтоном и над ним. При этом газовые пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены между собой, как указано в п. 3 настоящих Указаний. По окончании пропарки резервуар должен быть заполнен водой до верхнего уровня, после чего (для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений) уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 - 1 м/ч. Удаление пирофорных отложений из резервуара должно проводиться в специально отведенное место. Пирофорные отложения до удаления из резервуара должны сохраняться во влажном состоянии. Пробы пирофорных отложений из резервуара должны отбираться по разрешению главного инженера или руководителя предприятия специально подготовленными людьми при обязательном присутствии представителя пожарной охраны предприятия и с соблюдением мер безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

Приложение 7

(к п. 2.1.16)

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ

Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином или вакуум-методом.

При проверке герметичности стыкового сварного соединения или нахлесточного соединения, выполненного с одной стороны сплошным швом, а с другой - прерывистым, контролируемая сторона соединения должна быть тщательно очищена от грязи, окалины и окрашена водной суспензией мела или каолина. После высыхания водной суспензии обратная сторона соединения (сварного шва) обильно смачивается керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин. На окрашенной водной суспензией мела или каолина поверхности сварного шва не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже

0 °С - в течение 24 ч.

Для проверки герметичности двусторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится под давлением 0,098 - 0,0196 МПа в зазор между листами через специально просверленное отверстие; после проведения испытания пространство между листами должно быть продуто сжатым воздухом, а отверстие заварено.

При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака, масла и пыли, смачивается индикаторным мыльным раствором, а при отрицательной температуре - раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разрежение в вакуум-камере должно составлять не менее 0,665 МПа для сварных соединений стальных листов толщиной 4 мм и не менее 0,079 МПа для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.

Приложение 8

(к п. 2.1.17)

УКАЗАНИЯ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПЛАВУЧЕСТИ (РАБОТОСПОСОБНОСТИ) ЗАТОНУВШЕГО ПОНТОНА

Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно осуществляться в следующей последовательности:

измерить расстояние до поверхности затонувшего понтона через световые люки, при этом необходимо убедиться, что понтон находится на опорных стойках;

понизить уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре до верхней кромки борта понтона путем ее откачки через раздаточный патрубок технологическими насосами, при этом нефть или нефтепродукт из надпонтонного пространства будет поступать в раздаточный патрубок через затворы направляющих стенок и кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном, а также через направляющие стойки.

При откачке следует:

ограничить по возможности расход нефти или нефтепродукта;

установить запасную крышку люка-лаза в третьем поясе с приваренным к ней сливным патрубком диаметром 80 - 100 мм;

заполнить резервуар водой до уровня не ниже нижней образующей сливного патрубка запасной крышки люка в третьем поясе, подавая воду в подпонтонное пространство. Во избежание образования статического электричества следует закачивать воду со скоростью 1 м/с. Если при закачке воды понтон всплывает в плоскости раздела вода - нефть, то воду необходимо подавать с помощью шланга также сверху через люк-лаз на центральную часть понтона;

откачать нефть с поверхности воды через сливной патрубок запасной крышки люка-лаза в третьем поясе;

дегазировать резервуар путем полного заполнения его водой и последующего опорожнения или путем вентилирования через все открытые люки;

снизить уровень воды до верхней кромки борта понтона путем слива ее через сифонный кран;

установить сифонные линии (шланги) для слива воды из отсеков и центральной части понтона в резервуар (рабочий устанавливает сифонные линии изнутри резервуара через люк-лаз), после чего через сифонный кран полностью удалить воду из резервуара. Для ускорения удаления воды могут быть использованы также передвижные насосы и установлены дополнительные сифоны (шланги) через люки в первом и третьем поясах стенки. При установлении сифонных линий должны быть соблюдены требования безопасности, изложенные в настоящих Правилах;

проверить исправность всех элементов понтона и герметичность швов сварных соединений в соответствии с прил. 10 настоящих Правил.

При отсутствии поврежденных элементов понтона резервуар можно эксплуатировать. При обнаружении повреждений элементов понтона и его негерметичности резервуар выводят из эксплуатации и ремонтируют.

Приложение 9

ЗАЧИСТКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ МЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ МОЕЧНОЙ УСТАНОВКОЙ УМ-1

1. Устройство и принцип действия www.normacs.ru

Для механизированной зачистки (выкачки остатков нефтепродукта, мойки, дегазации, обезвреживания от тетраэтилсвинца) горизонтальных резервуаров

-3

вместимостью до 50 м3 из-под бензинов, дизельных топлив, масел на нефтебазах, АЗС и других объектах может быть применена установка моечная УМ-1.

Установка УМ-1 смонтирована на базе автомобиля-заправщика типа 746 или ПАЗС-3152.

На шасси УМ-1 укреплены ящики, в которые укладывается при транспортировании съемное оборудование (гидромонитор, эжектор, распылитель, резиновые рукава).

На площадке между кабиной автомобиля и цистерной установлены насос К-45/55, вентилятор и соединительная коробка. В выгородке сзади цистерны расположены поворотные патрубки воздуховода, термометр, указатель уровня жидкости и запорная арматура водяного и растворного баков.

На цистерне размещены два фильтра, воздухозаборная труба вентилятора, которая во время дегазации устанавливается вертикально; рассеивающая труба (при работе устанавливается на люк резервуара).

С правой стороны шасси на кронштейне установлен ящик с двумя пластинчатыми насосами и одним двигателем.

В задний торец цистерны врезан электроподогреватель.

Питание электродвигателей и электроподогревателя осуществляется от щита АЗС или нефтебазы по кабелю. Пульт управления во время зачистных работ снимается с УМ-1 и выносится из зоны, загазованной парами бензина.

Установкой УМ-1 проводится сокращенная и полная зачистка резервуаров из-под бензинов, дизельного топлива и масел.

Сокращенная зачистка - это периодическая зачистка резервуаров согласно ГОСТ 1510-84, включающая следующие операции:

1)    выкачку остатка нефтепродукта;

2)    мойку гидромонитором струями воды под давлением: в холодное время года с температурой воздуха ниже +10 °С и для резервуаров из-под масел применяется горячая вода (40 - 50 °С), летом применяется вода без подогрева; мойка проводится по замкнутому циклу, т.е. с одновременной выкачкой промывочной воды и эмульсии эжектором; продолжительность мойки 1 - 2 ч, давление промывочной воды не менее 0,5 МПа;

3)    выборку осадка, протирку «насухо» (продолжительность 10 - 15 мин).

Полная зачистка - это зачистка перед ремонтом. Включает следующие операции:

1)    выкачку остатка нефтепродукта;

2)    мойку гидромонитором по замкнутому циклу (продолжительность мойки 1 - 2 ч);

3)    дегазацию принудительным вентилированием в течение 4 ч;

4)    обезвреживание от ТЭС напылением раствора КMnО4;

5)    мойку внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя. Продолжительность мойки 10 - 15 мин (200 л). Одновременно проводится выкачка этой воды эжектором;

6)    отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от днища) на содержание в нем углеводородов и ТЭС (продолжительность отбора проб 1 ч);

7)    выборку осадка вручную (время выполнения операции 10 - 15 мин);

Перед ведением огневых работ проводятся повторный отбор и анализ проб воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их ПДК после выборки осадка осуществляется дополнительное вентилирование в течение 1 - 2 ч.

2. Техническое обслуживание установки моечной машины (УМ-1)

Эксплуатация автомобиля, насосов, двигателей, вентилятора, электроподогревателя, гидромонитора и эжектора осуществляется в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и паспорта на изделие УМ-1 166-00-00-00 ПС.

Периодически после мойки 3 - 4 резервуаров промывочная вода заменяется. Цистерна, фильтры, насосы и трубопроводы промываются от скопившейся грязи. Загрязненная вода и осадок отводятся на очистные сооружения или накопительные емкости нефтебаз. В процессе промывки УМ-1 ставится над колодцем производственной канализации, открывается нижний сливной патрубок, снимается крышка с люка цистерны. Цистерна промывается горячей водой из брандспойта, фильтр - горячей водой, а растворные бак, насос и трубопроводы - чистой водой (200 л) после каждого обезвреживания резервуара.

3. Транспортирование и правила хранения

УМ-1 может транспортироваться на железнодорожных платформах, палубных судах и на автомашинах.

Хранение установки допускается: летом - под навесом или на открытой площадке; зимой - в закрытом отапливаемом помещении; в состоянии консервации - на открытой площадке.

Перед движением автомобиля своим ходом все оборудование размещается по штатным местам и закрепляется.

Во время движения автомобиля дверки шкафа и ящиков должны быть плотно и надежно закрыты. Крышка горловины цистерны должна обеспечивать надежную герметичность, при этом должно быть исключено ее самопроизвольное открытие, а заземляющая цепь должна касаться земли или дорожного покрытия. Скорость движения 50 км/ч.

Приложение 9

Нефтебаза    Утверждаю

ЛПДС (ЛС)    Директор

(наименование управления)    (Начальник ЛПДС)    (подпись)

АКТ №

ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА №_К ЗАЧИСТНЫМ РАБОТАМ

«_»_19 г.    Нефтебаза (пс)_

(наименование объекта)

Комиссия в составе: главного инженера (директора) нефтебазы (пс)

(фамилия, имя, отчество) инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда)

(фамилия, имя, отчество)

представителя товарного цеха нефтебазы (пс)_

(должность)

(фамилия, имя, отчество) в присутствии ответственного лица по зачистке_

(должность, фамилия, имя, отчество) составили настоящий акт в следующем:

нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к выполнению_

(дата)

зачистных работ зачистной бригадой_

из-под_ _

(наименование и номер резервуара)    (какой хранится нефтепродукт)

для

(указать назначение и требуемую степень зачистки)

При осмотре и проверке установлено, что при подготовке к работам по зачистке

(наименование и номер резервуара) в соответствии с Правилами по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и АЗС и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР выполнено следующее:

Мероприятие

Исполнение


Освобождение

(наименование резервуара) от нефтепродукта_

(указать способ освобождения

и количество оставшегося нефтепродукта, м3, уровень, см;

характеристику остатка)

Отсоединение_

(наименование резервуара) от всех трубопроводов путем установки заглушек (кроме зачистного)

Открытие у

(наименование резервуара) всех люков и других отверстий после слива нефтепродукта и воды. Пропарка_

(наименование резервуара) в течение    ч    мин

(время и способ вентиляции)

Залив водой_

(наименование резервуара)

для освобождения от нефтяных паров_

(на какую высоту)

Мойка водой с препаратом_%

Температура воды

°С, давление

МПа

Продолжительность мойки

ч

мин

Результат анализа воздуха в

(наименование резервуара)

на содержание:

Состав паров

Концентрация газов, мг/л

Дата и время отбора пробы

Номер анализа и дата выдачи справок

Углеводородов

Сероводорода

Тетраэтилсвинца

Подготовлены следующие средства для зачистных работ:

(указать, какие насосы, трубопроводы и другое оборудование)

Подписи комиссии:

Г лавный инженер (директор) нефтебазы (пс)_

Инженер по технике безопасности (инспектор охраны труда) Представитель товарного цеха_

Представитель пожарной охраны Резервуар №_

(осмотрен и принят для производства зачистных работ) Замечания по подготовке резервуара_

(наименование резервуара)

коммуникаций и других средств_

(если есть, то указать, какие)

Работы будут осуществляться_

(указать, какими средствами

механизации и защиты) Ответственный по зачистке резервуара_

(подпись)

Примечание. Работы по дегазации резервуаров методом принудительной вентиляции согласно Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции могут быть проведены в том случае, когда предусмотренные ПТЭ нефтебаз заполнение водой и пароэжекция невозможны.

(наименование нефтебазы, ЛПДС)    (наименование подрядной организации)

НАРЯД-ДОПУСК

1. Цех, объект, отделение, участок_

2.    Место проведения работ_

3.    Содержание выполняемых работ

4. Объект подготовлен к производству работ. Ответственный за подготовку резервуара и коммуникаций к ремонту

(должность, фамилия, имя, отчество)    (подпись)    (дата)

5. Объект принят к производству работ.

Непосредственный руководитель работ от подрядной организации

(должность, фамилия, имя, отчество)    (подпись)    (дата)

6. Меры безопасности производства работ

№ п/п

Перечень мероприятий, обеспечивающих безопасность проведения работ

Должность и ф. и. о. лиц, ответственных за выполнение мероприятий

Отметки о выполнении мероприятий и подпись

7. Инструктаж об основных опасных и вредных производственных факторах в цехе по инструкции №_с рабочими и ИТР подрядной организации провел_

(должность, ф. и. о.)    (подпись)    (дата)

8. Инструктаж ремонтного персонала о мерах безопасности при выполнении работ провел

(должность, фамилия непосредственного

руководителя работ)    (подпись)

9. Список лиц, прошедших инструктаж о мерах безопасности и допущенных к выполнению работ:

Профессия

Ф. и. о.

Подпись

С объемом и условиями работ ознакомлен

(должность, фамилия непосредственного руководителя работ)    (подпись)

Наряд-допуск выдал начальник цеха__

(подпись)    (дата)

10. Перечень специальных разрешений, прилагаемых к наряду-допуску:

а)

б)

в)

Ежедневный допуск к работе

Результаты анализа на содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

Подпись ответственного лица

К работе допущены

Работы закончены

Время (ч, мин)

Подпись

Начальника

цеха

(мастера)

непосредственного руководителя работ

Время (ч, мин)

Подпись начальника цеха (мастера)

Работы по наряду закончены полностью, персонал выведен, материалы, инструменты и приспособления убраны, наряд закрыт_ч_мин число_19 г.

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Начальник цеха (мастер)

Непосредственный руководитель работ

Энергетик


(подпись)

(подпись)


(подпись)


Приложение 10

(к п. 2.3.9)


СПРАВКА №


АНАЛИЗА ВОЗДУХА В РЕЗЕРВУАРЕ

19 г.    в


« »


ч


м


На нефтебазе в резервуарах № из-под_


отобрана проба воздуха


(метод отбора, наименование и номер прибора) анализ которого показал содержание

паров углеводородов: по норме_мг/л, фактически

сероводорода: по норме_мг/л, фактически_


мг/л;

мг/л;

мг/л


мг/л, фактически


тетраэтилсвинца: по норме Справка выдана в_


19


мин «    »


ч


г.


Начальник лаборатории Лаборант


(подпись)


(подпись)


Приложение 11

(к п. 2.3.9)


Госкомнефтепродукт


Форма №


НП


Управление

Нефтебаза


Утверждена Госкомнефтепродуктом СССР

«_»_19_г.


(ЛПДС)


Начат    19    г.

Окончен

19_г.

Номер выданной справки,

Дата и часы

Хранилище (здание),

Место отбора пробы

Из-под какого

Результат анализа (концентрация паров, мг/л) 1 1


ЖУРНАЛ

УЧЕТА АНАЛИЗОВ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ И ДРУГИХ ГАЗОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ

ПОМЕЩЕНИЯХ


отобранной пробы и анализа

отбора

пробы

откуда отобрана проба

из хранилища

нефтепродукта

углеводородов

сероводорода

ТЭС

Номер выданной справки, отобранной пробы и анализа

Метод проведения анализа, наименование и номер пробы

Фамилия лаборанта, отбиравшего пробу и проводившего анализ

Роспись

лаборанта

Дата, часы выдачи справки

Должность и фамилия, получившего справку

Роспись лица, получившего справку

Примечание

Приложение 12

(к п. 2.3.10)

Нефтебаза_ Утверждаю

наимен°вание упржл^ия ЛПДС (Ж)    Директор (начальник ЛПДС)

_подпись

« »_19 г.

АКТ №_

на выполненную зачистку резервуара №_

«_»_19_г.    Нефтебаза    (пс)_

(наименование объекта) Комиссия в составе представителя нефтебазы (пс) _

(наименование, номер нефтебазы, пс, должность, фамилия, имя, отчество)

ответственных лиц по зачистке _____________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

провели осмотр ______________________________________________

(наименование и номер резервуара)

после зачистки из-под _________________________________________

(наименование нефтепродукта)

для заполнения _______________________________________________

(наименование нефтепродукта)

Качество выполненной зачистки ______________________________

(оценка)

соответствует требованиям ГОСТ 1510-84_

Резервуар сдал    _________________

(подпись)

Резервуар принял    _________________

(подпись)

Нефтебаза_ Утверждаю

наименование управления ЛПДС (пс)    Директор (начальник ЛПДС)

Приложение 13

(к п. 2.3.10)

19 г.


_подпись

« »


АКТ

о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

« »_19 г.

Основание:_

(приказ, распоряжение и т.д.)

составлен комиссией:

председатель: главный инженер нефтебазы_

(фамилия, имя, отчество)

члены комиссии:

представитель товарно-транспортного цеха_

(должность,

фамилия, имя, отчество) представитель пожарной охраны_

(должность, фамилия, имя, отчество) представитель ремонтного цеха_

(должность, фамилия, имя, отчество)

В период с_по_комиссия провела проверку готовности

(наименование резервуара) к производству нижеследующего ремонта с ведением огневых работ:

(перечислить работы, которые будут произведены)

В процессе подготовки_

(наименование, номер резервуара) к производству ремонта с ведением огневых работ выполнено.

1.    Резервуар зачищен_

(указать качество зачистки; соответствие ее

ведению огневых работ)

2.    Соединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прокладки; поставлены металлические заглушки и составлена схема их установки, которая приложена к разрешению.

3.    Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ

внутри

(наименование, номер резервуара)

после отглушения всех трубопроводов (см. справку лаборатории №_от_)

(дата)

4.    Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах, водоспускные краны, колодцы, канализация и узлы задвижек (во избежание загорания паров нефтепродуктов) прикрыты войлоком (в жаркое время войлок смачивается водой).

5.    Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения (песок, лопаты, кошма, огнетушители).

Председатель комиссии    _

(подпись)

Члены комиссии:

Представитель пожарной охраны    _

(подпись)

Представитель пожарно-транспортного цеха _

(подпись)

Представитель ремонтного цеха    _

(подпись)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА (ДИРЕКТОРА) НЕФТЕБАЗЫ (ЛПДС)

Разрешаю производство ремонта_

(наименование и номер резервуара) с ведением огневых работ при строгом выполнении Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР и Правил по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации нефтебаз.

Ответственным за выполнение ремонта с ведением огневых работ назначаю_

(должность, фамилия, имя, отчество)

К производству ремонта с ведением огневых работ допускаются рабочие:

(должность, фамилия, имя, отчество)

Срок действия данного разрешения на огневые работы с «_»_19_г. по

« »_19 г.

Г лавный инженер (директор) нефтебазы_

(подпись)

(наименование и номер нефтебазы)

« »_19 г.

Разрешение на производство ремонта с ведением огневых работ получили и с правилами пожарной безопасности и техники безопасности ознакомлены:

Ответственный исполнитель    _

(подпись)

Рабочие    _

(подписи)

« »_19 г.

Утверждаю

(руководитель предприятия)

(подпись, расшифровка)

Дата утверждения

АКТ

« »    19    г.

(город приемки резервуара в эксплуатацию после проведения ремонта)

Составлен комиссией_

председатель_

(должность, фамилии, имя, отчество)

члены комиссии_

(должность, фамилия, имя, отчество)

В резервуаре_

(характеристика резервуара: № , вместимость и др.) произведен капитальный ремонт в объеме_

(перечень устраненных дефектов: замена (согласно дефектной ведомости)

изношенных элементов резервуара

ремонт сварных соединений, исправление осадки, устранение

негерметичности, ремонт оборудования и др.)

Качество ремонтных работ (по результатам внешнего осмотра, рентгенографии,

испытаний, измерений и др.)_

(оценка ремонтных работ)

Результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты_м.

Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию с предельным

уровнем наполнения_м

Председатель комиссии    _

(подпись)

Члены комиссии    _

(подписи)

Приложение 14

(к п. 3.2)

Сертификат (форма)

(завод стальных конструкций)

СЕРТИФИКАТ №

НА СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКАЗ №

Заказчик

1.    Наименование объекта_

2.    Масса по чертежам КМД_

3.    Дата начала изготовления_

4.    Дата конца изготовления_

5.    Организация, выполнившая рабочие чертежи КМ (индекс и № чертежей)

6. Организация, выполнившая деталировочные чертежи КМД (индекс и № чертежей)

7. Стальные конструкции изготовлены в соответствии с

(указать нормативный документ)

8. Конструкции изготовлены из сталей марок_

(примененные материалы соответствуют требованиям проекта)

9.    Для сварки применены:

а)    электроды_

б)    сварочная проволока_

в)    флюс_

г)    защитные газы_

10.    Сварщики проверены согласно_

11.    Сварные швы проверены_

Примечания:

1.    Сертификаты на сталь, электроды, сварочную проволоку, флюс, защитные газы, заклепки, болты, материалы для грунтовки хранятся на заводе (в мастерской).

2.    Протоколы проверок электросварщиков хранятся на заводе (в мастерской).

Приложения: 1. Схемы общих сборок конструкции

2._

3 ._

Приложение 15

(к п. 3.3)

ПАСПОРТ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

Вместимость_

Стр. 60 из 182 Форма


Марка ______________________________ № _____________________________

Дата составления паспорта _____________________________________________

Место установки (наименование предприятия) ____________________________

Назначение резервуара ________________________________

Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота)

Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи КМ, и номера чертежей

Наименование завода-изготовителя стальных конструкций

Наименование строительно-монтажных организаций, участвовавших в возведении резервуара:

1.    _2.    _3.    _ и т.д.

Перечень установленного на резервуаре оборудования:

Отклонение от проекта ____________________________________________________

Дата начала монтажа ______________________________________________________

Дата окончания монтажа ___________________________________________________

Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего испытаний резервуаров и результаты испытаний: _____________________________________________________

Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию

Приложения:

1.    Рабочие чертежи _________________________________________

2.    Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции

3. Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже

4. Акты приемки скрытых работ

5. Документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество электродов,

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже

6.    Схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке

конструкций_

7.    Журнал сварочных работ_

8.    Акты испытания резервуара_

9. Описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков_

10.    Документы результатов испытаний сварных монтажных швов_

11.    Заключение по просвечиванию сварных монтажных швов проникающим

излучением со схемами расположения мест просвечивания_

12.    Акты приемки смонтированного оборудования

Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций_

Эксплуатация резервуара

13. Периодическая проверка осадки фундамента:

№ п/п

Дата

проверки

Способ

проверки

Результат

проверки

Должность, фамилия и подпись лица, проводившего проверку

Место хранения акта проверки (№

дела)

14. Проведение ремонтов фундамента:

№ п/п

Дата приемки из ремонта

Описание

ремонта

Должность, фамилия лица, руководившего ремонтом

Место хранения акта на проведенный ремонт (№ дела)

15. Аварии резервуара:

№ п/п

Дата аварии

Описание аварии

Причина

аварии

Место хранения акта об аварии (№ дела)

16. Ремонт резервуара:

Должность, ф.,

Дата


Место


№ п/п

приемки

из

ремонта

Характер и вид ремонта

Что

подвергалось

ремонту

Как

проводился

ремонт

Качество и результаты ремонта

и., о., подпись лица ответственного за ремонт

хранения акта на ремонт (№ дела)

Приложение 16

(к п. 4.3.25)

ЖУРНАЛ

РЕЗУЛЬТАТОВ РЕВИЗИЙ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ, ПРОВЕРОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

№ п/п

Дата проведения

Организация, проверяющая заземляющие устройства

Объект

Место и характеристика дефектов

Сведения о ревизиях и работах по устранению дефектов

Дата устранения дефектов

Ответственное лицо, должность, ф. и. о.

Подпись ответственного лица

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Пояснения и указания по заполнению журнала:

1.    Журнал является внутренним документом нефтебазы.

2.    Журнал ведется в одном экземпляре, листы пронумеровываются и скрепляются печатью.

3.    Число листов в журнале заверяется подписью ответственного лица.

Приложение 17

(к п. 4.4.12)

ЖУРНАЛ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА НЕФТЕБАЗЫ

1. Состояние заземляющего устройства по результатам профилактического осмотра и измерения

Номер заземлителя

Дата осмотра и измерения

Результаты осмотра заземляющего устройства

Состояние погоды

Способ измерения

Результат измерения, Ом

Заключение о состоянии устройства

Изменения, внесенные в устройство

до

измерения

после

измерения

2. Состояние токоотводов в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

Номер токоотвода и назначение

Дата осмотра

Состояние токоотвода

Принятые меры по устранению замеченных недостатков

Примечание

3. Состояние соединений в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

Описание места соединения

Дата осмотра

Состояние соединения

Принятые меры по устранению замеченных недостатков

Примечание

ЧАСТЬ II

РУКОВОДСТВО ПО РЕМОНТУ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 1. ОБСЛЕДОВАНИЕ И КОМПЛЕКСНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

1.1. Общие положения

1.1.1.    Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений.

1.1.2.    Порядок и объем контроля технического состояния металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, находящихся в эксплуатации, должны устанавливаться согласно требованиям, приведенным в Руководстве по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров (прил. 1, п. 40).

1.1.3.    Достаточно полную оценку общего состояния резервуара можно дать при наличии данных, характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов, которые отрицательно влияют на нормальную работу.

1.1.4. Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 25 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

1.2. Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии

1.2.1.    Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара.

1.2.2.    Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводятся после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

1.2.3.    Частичное обследование включает: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр резервуара;

измерение толщины поясов стенки резервуара;

измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

проверку состояния основания и отмостки;

составление технического заключения по результатам обследования.

1.2.4.    Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ: ознакомление с технической документацией;

внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши; измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара; контроль сварных соединений неразрушающими методами;

механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях, указанных в пп. 1.3.42; 1.3.55;

химический анализ металла при необходимости (см. п. 1.3.64);

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

проверку состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара; проверку состояния основания и отмостки; составление технического заключения.

Сроки проведения частичного и полного обследований приведены в табл. 2.1.1 части I Правил.

1.2.5.    При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения:

данные по изготовлению и монтажу резервуара, название завода-изготовителя, номер проекта, дата изготовления и монтажа;

техническую характеристику резервуара (тип, высоту, диаметр, вместимость и т. п.);

сведения о металле (химический состав, механические свойства, толщину листов по сертификату);

характеристику проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись);

данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов.

1.2.6.    При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др.; местные деформации, вмятины, выпучины;

размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям; состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

1.2.7.    Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара должно проводиться соответствующими приборами согласно требованиям, приведенным в разделе 13 настоящих Правил.

1.2.8.    Контроль за качеством сварных соединений и основного металла должен осуществляться как неразрушающими, так и разрушающими методами.

1.2.9.    При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы: гамма- или рентгенографирование;

ультразвуковой контроль; измерение геометрических размеров; травление различными растворами;

магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях).

1.2.10.    Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 и ГОСТ 14782-76 в объеме СНиП III-18-75 (прил. 1, пп. 24, 28, 33).

1.2.11.    При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла.

1.2.12.    Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара.

1.2.13.    При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Г оризонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

1.2.14.    При обследовании отмостки определяется плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков.

1.2.15.    Результаты контроля заносятся в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.

1.2.16.    По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара и даются рекомендации по его ремонту.

1.3. Методы контроля

Внешний осмотр поверхности основного металла

1.3.1. Поверхность резервуара следует осматривать с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности: окраек днища и нижняя часть первого пояса;

наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы);

верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль

или подзорную трубу);

места переменного уровня нефтепродуктов;

кровля и перекрытие.

1.3.2.    Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах.

1.3.3. Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий, ГОСТ 14637-79 (прил. 1, п. 4).

1.3.4.    Осматриваемая поверхность должна быть очищена от грязи и нефтепродуктов.

1.3.5.    Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах как с наружной, так и с внутренней стороны. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и др.).

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

1.3.7.    Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

равномерную коррозию (когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла);

местную (при охвате отдельных участков поверхности);

точечную, пятнистую, язвенную, в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозную, послойную.

1.3.8.    Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

1.3.9.    По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым толщиномером.

1.3.10.    Размещение патрубков на листах первого пояса или резервуара должно соответствовать требованиям СНиП III-18-75 (прил. 1, п. 33) или проектным данным.

Внешний осмотр соединений

1.3.11.    Контроль сварных соединений посредством внешнего осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713-79, СНиП III-18-75 (прил. 1, п. 13, 12, 33) и проекта на резервуар.

1.3.12.    Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.

1.3.13.    Внешний осмотр, измерения геометрических размеров проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта, СНиП III-18-75 и стандартов; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и других технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

1.3.14.    Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требованиям проекта и стандартов с помощью шаблонов.

1.3.15.    При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.

1.3.16.    Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка должны быть расположены вразбежку. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.

1.3.17. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков, расположенных на первом, втором и третьем поясах, и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара.

Швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками.

1.3.18.    Внешний осмотр и измерение сварных соединений следует проводить в условиях достаточной освещенности контролируемого участка.

Измерение толщины металла элементов резервуара

1.3.19. Для определения толщины металла рекомендуется применять толщиномеры типа «Кварц-6», «Кварц-15», УТ-31МЦ и другие приборы, позволяющие измерять толщину в интервале 0,2 - 50 мм с точность 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С.

1.3.20.    Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией.

1.3.21.    Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх).

Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках.

1.3.22.    Листы днища следует измерять по двум взаимно перпендикулярным направлениям; проводится не менее двух измерений на каждом листе.

1.3.23.    Толщины листов кровли следует измерять по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

1.3.24. В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500*500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

1.3.25.    При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается средняя арифметическая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от средней арифметической величины более чем на 10 % в меньшую сторону.

1.3.26.    При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина отдельного листа.

1.3.27.    Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

1.3.28.    Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши проводится на ковре, а также на коробах и ребрах жесткости.

1.3.29.    При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки элементов резервуара заносится в паспорт с указанием координат места измерения, и при повторном обследовании измерение толщины выполняется в тех же точках.

Неразрушающие методы контроля сварных соединений

1.3.30.    Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82.

1.3.31.    Перед контролем сварных соединений резервуар должен быть освобожден от продукта, зачищен и подготовлен к ведению огнеопасных работ.

1.3.32.    Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища должны быть очищены от окалины, шлака и других загрязнений.

1.3.33.    Сварные швы предварительно должны подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и других видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания.

1.3.34.    При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением, применением ультразвука и т.д.), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены.

1.3.35.    Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии, требования к снимку, его фотообработка и расшифровка, дефекты снимков и способы их устранения, ведение учета и регистрации снимков, а также нормы контроля и оценка качества сварных соединений определяются требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии (прил. 1, п. 40).

1.3.36.    Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне

основного металла углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам (например, шлаковые включения, трещины, газовые поры и т.д.). Методика ультразвукового контроля сварных соединений приведена в прил. 6 Руководства по обследованию и дефектоскопии.

1.3.37.    При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

1.3.38.    Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от 5 до 55 °С.

1.3.39.    Поверхность подготавливается до чистоты Rz40 механическим способом в соответствии с требованиями ГОСТ 2789-73 (прил. 1, п. 27).

В отдельных случаях при необходимости можно применять термический способ очистки поверхности с последующей доводкой до требуемой чистоты шлифовальной шкуркой.

1.3.40. Результаты контроля оформляются в соответствии с ГОСТ 14782-86 (прил. 1, п. 28).

Если данные, полученные в результате ультразвукового и радиографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований.

Механические испытания металла и сварных соединений

1.3.41.    Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений.

1.3.42.    Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т. п.

1.3.43.    Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диаметром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом, чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки.

1.3.44.    Центр вырезанного участка должен находиться на вертикальном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов.

1.3.45.    На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку (номер резервуара, пояса и листа); при последующей механической обработке маркировку перенести на образец.

1.3.46.    Каждая заготовка (или партия), вырезанная для определения механических свойств, должна иметь сопроводительный документ, в котором отмечается наименование организации, номер резервуара и место вырезки, дата вырезки, фамилия ответственного лица за вырезку и его должность.

1.3.47.    Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла необходимо вырезать:

три образца для определения предела прочности, предела текучести и относительного удлинения;

три образца для испытания на ударную вязкость;

два образца на статический изгиб.

В случае необходимости испытания при отрицательных температурах для резервуаров, эксплуатируемых в районах Крайнего Севера, Урала, Сибири, следует вырезать дополнительно еще три образца и испытать на ударную вязкость.

1.3.48.    Механические испытания необходимо выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84 и ГОСТ 9454-78 (прил. 1, пп. 23, 25).

1.3.49.    При проверке прочностных и пластических характеристик основного металла путем вырезки и испытания отдельных образцов показатели механических свойств следует определять как среднее арифметическое результатов, полученных на заданном числе образцов (по каждому виду испытаний).

Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетворяет требованиям стандарта или технических условий, то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов, вырезанных из того же пояса.

1.3.50.    По результатам механических испытаний основной металл бракуют, если его механические характеристики ниже минимально допустимого предела, указанного в стандартах или технических условиях на соответствующие, марки стали.

1.3.51.    Для определения механических свойств сварных соединений из каждой контрольной заготовки нужно вырезать:

три образца на статическое растяжение для определения предела прочности (размер плоских образцов 300*30 мм);

два образца для испытания на статический изгиб;

три образца для испытаний на ударную вязкость;

1.3.52.    Механические испытания сварных соединений необходимо выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66.

1.3.53.    По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются, если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла по стандартам или техническим условиям на соответствующие марки стали (угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120° - для углеродистых сталей; 80° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и менее; 60° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм).

1.3.54.    Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть представлены в виде заключений (протоколов) и приложены к паспорту резервуара.

Металлографические исследования

1.3.55.    Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

1.3.56.    Образцы для металлографических исследований вырезают из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.

1.3.57.    Для металлографических исследований основного металла образцы следует вырезать вдоль проката в соответствии с требованиями ГОСТ 5640-68 (прил. 1, п. 26).

1.3.58.    При металлографическом исследовании основного металла необходимо определить фазовый состав, величину зерна, характер термической обработки, наличие неметаллических включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристаллической коррозии).

1.3.59.    Для металлографических исследований сварных соединений вырезают два образца (один на макроисследование, один на микроисследование) перпендикулярно к оси шва.

1.3.60.    Образцы для макроисследований всех сварных соединений, а также для микроисследований сварных соединений должны включать все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла и подкладок для резервуаров телескопической сборки и ручной сварки.

1.3.61.    При выполнении микроисследований протравленные шлифы должны просматриваться под микроскопом при увеличении *100 (при анализе дефектов структуры допускается большее увеличение).

1.3.62.    По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые должны быть приложены к паспорту резервуара.

Химический анализ металла

1.3.63.    Химический анализ металла проводится с целью установления соответствующей марки использованных материалов требованиям проекта на изготовление резервуара.

1.3.64.    Химический анализ металла корпуса резервуара проводится в тех случаях, когда в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке материала, примененного при его строительстве.

1.3.65.    Для определения химического состава металла необходимо использовать образцы, вырезанные для механических испытаний.

1.3.66.    В тех случаях, когда образцы для механических испытаний не вырезаются, а требуется определить химический состав, то берется стружка массой по 2 г на каждый исследуемый элемент.

1.3.67.    Химический состав металла должен удовлетворять техническим требованиям проекта на резервуар (ГОСТ 380-71, ТУ 14-2-75-72 и ГОСТ 1928273).

1.3.68.    Результаты химического анализа лаборатории должны быть представлены в виде соответствующего протокола и приложены к паспорту

резервуара.

Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара

1.3.69.    При выявлении действительной геометрической формы резервуара и определении величины отклонения от проектных требований необходимо измерить величину отклонения образующих стенки на уровне середины и верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

1.3.70.    Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6 м по периметру резервуара.

1.3.71.    Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали рекомендуется проводить либо отвесом путем прямых измерений, либо при помощи теодолита по методикам, приведенным в Руководстве (прил. 1, п. 40).

1.3.72.    Измерения целесообразно проводить на заполненном и пустом резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений.

1.3.73.    Величины неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяются путем нивелирования в тех же местах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали (см. п. 1.3.70). Нивелирование днища должно проводиться согласно методике, приведенной в Руководстве (прил. 1, п. 40).

Проверка состояния основания и отмостки

1.3.74.    При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на: неплотное опирание днища резервуара на основание;

наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам; погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров; наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару; трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон отмостки определяется при помощи нивелира. При этом отсчет снимается с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающей к резервуару, и на краю отмостки,    прилегающей к    кольцевому    лотку.

По разности отсчетов судят о наличии уклона i = (h^ - h2)/l, где h^ - отсчет у края отмостки, прилегающей к кольцевому    лотку; ^ -    отсчет у    края    отмостки,

прилегающей к резервуару; l - ширина отмостки. Уклон отмостки i = 1:10.

Проверка состояния понтона и плавающей крыши

1.3.75. При осмотре понтона (плавающей крыши) необходимо обратить внимание на:

горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта); плотность прилегания затвора к стенке резервуара, центральной, стойке и кожуху пробоотборника; состояние сварных швов днища и угловых сварных швов коробов; наличие хлопунов и вмятин на центральной части днища;

отклонение от вертикальности трубчатых опорных стоек, вертикального бортового листа коробов, трубчатых направляющих; техническое состояние затвора.

1.3.76.    На внутренней поверхности корпуса резервуара по ходу понтона и плавающей крыши не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин.

1.3.77.    Контроль геометрических размеров и формы понтона (плавающей крыши) проводится путем измерений: радиуса плавающей крыши и понтона, измеренного от центра до наружной поверхности вертикального бортового листа; отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опирании на них понтона (плавающей крыши); отклонений от вертикали трубчатых направляющих (на всю высоту);

зазоров между наружной поверхностью кольцевого листа и стенки резервуара; отклонения вертикального бортового листа короба от вертикали.

1.4. Оформление технических заключений по результатам обследования

1.4.1.    По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение, которое должно включать следующие данные:

место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки; наименование организации, выполняющей проверку, фамилии, должность исполнителей;

краткую техническую характеристику с обязательным указанием полных данных примененного при строительстве резервуара материала, режим эксплуатации и вид хранимого продукта;

проектные и фактические толщины листов кровли, стенки, понтона и днища резервуара; виды аварий, число проведенных ремонтов и их краткое описание; результаты внешнего осмотра и измерений;

расчет кольцевых напряжений, исходя из фактических толщин листов корпуса; результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений;

результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;

результаты механических испытаний, химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случаях их проведения); выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии, которые должны содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов или резервуара в целом;

заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации.

1.4.2.    Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии, затем утверждается главным инженером предприятия, в ведении которого находится служба дефектоскопии.

1.4.3.    В заключении должны приводиться результаты оценки ремонтопригодности резервуара, определяться условия его дальнейшей эксплуатации и предложения по выполнению ремонтных работ.

1.4.4. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа.

2. УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1. Оценка состояния основных элементов резервуаров

2.1.1.    При определении технического состояния резервуаров необходимо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров, приведенными в Руководстве по обследованию и дефектоскопии (прил. 1, п. 40).

2.1.2.    Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих данных:

поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара; фактических толщин листов поясов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщины листов стенки резервуара ниже предельно допустимой минимальной толщины, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта; результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений;

результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать указаниям проекта, требованиям стандартов и технических условий; результатов контроля состояния оснований резервуаров.

2.1.4. Минимальные толщины отдельных листов стенки резервуара, изготовленного из стали марки ВСТ3, 097Г2С, по измерениям в наиболее корродированных местах не должны быть меньше указанных в табл. 2.1.

Предельная минимальная толщина листа по поясам, мм

Вместимость резервуара,

Марка стали

Номер пояса

м3

1

2

3

4

5

6

7

8

100

2

2

1,5

1,5

200

ВСТ3

2

2

1,5

1,5

400

2,5

2

1,5

1,5

700

3

2,5

2

2

1,5

1,5

1000

ВСТ3

3,5

3

2,5

2

2

2

-

-

09Г2С

3,2

2,4

2,4

2

2

2

-

-

2000

ВСТ3

5,5

5

4

3,5

3

3

2

2

09Г2С

4,3

4,2

3,8

3,2

2,8

2

2

2

3000

ВСТ3

7,5

6

5

4

3,5

2,5

2

2

09Г2С

5,2

4,8

4,5

3,8

3,4

2,5

2

2

5000

ВСТ3

7,8

6,8

5,9

4,8

3,8

2,7

2

2

09Г2С

6

5,3

4,5

3,9

3,5

3

2,5

2,5

10000

ВСТ3

10,5

10

8,5

7

5,5

4

3

3

09Г2С

9

8

7

6

4,8

4

4

4

20000

09Г2С

12

11

10

9

8

7

7

7

2.1.5.    Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % от проектной величины.

2.1.6.    Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, балок, связей), а также окраек днища не должен превышать 30 % от проектной величины.

2.1.7.    Предельно допустимый износ листов понтона и плавающей крыши по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50 % от проектной величины для центральной части, а для короба - 30 %.

2.1.8.    В процессе эксплуатации изменение геометрической формы чаще всего происходит из-за неравномерной просадки днища, под действием вакуума, переполнения, вибраций, а также некачественной подготовки основания. Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в табл. 1.6.3. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации 15 - 20 лет и более, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых.

2.1.9.    Предельные отклонения для старых резервуаров полистовой сборки с учетом телескопичности поясов не должны превышать значений, указанных в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Допускаемые отклонения стенки старых резервуаров полистовой сборки от вертикали, мм

Вместимость резервуаров,

м3

Направление отклонения

Номер

пояса

1

2

3

4

5

6

7

8

2000 - 5000

Вовнутрь

20

75

90

120

150

180

210

240

В наружную сторону

10

15

20

25

30

40

50

60

700 - 1000

Вовнутрь

20

75

90

120

150

180

-

-

В наружную сторону

10

15

20

25

30

40

-

-

300 - 400

Вовнутрь

20

75

90

120

150

-

-

-

В наружную сторону

10

15

20

25

30

-

-

-

100 - 200

Вовнутрь

20

25

90

120

-

-

-

-

В наружную сторону

10

15

90

25

-

-

-

-

Примечания: 1. Приведенные в таблице отклонения включают телескопичность корпуса.

2. Указанным в табл. 2.2 отклонениям должны удовлетворять данные 75 % проведенных измерений по образующим. Для отдельных 25 % образующих допускаются отклонения на 50 % больше с учетом их местного характера. Измерения проводить при наполненных до расчетного уровня резервуарах.

2.1.10. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в табл. 1.6.3, 2.2 и п. 2.1.8, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы. Вывод таких резервуаров из эксплуатации приурочить к очередному среднему ремонту.

2.1.11.    Допустимые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей, для новых резервуаров приведены в табл. 1.6.4, а для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допускаются отклонения на 30 % большие, чем для новых.

2.1.12.    Высота хлопунов днища нового резервуара не должна превышать 150 мм (при площади 2 м2). Для резервуаров, находящихся в эксплуатации

9    -

более 15 лет, допускается высота хлопунов 200 мм (при площади 3 м2). При большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению.

2.1.13.    Отклонения от горизонтальности наружного контура днища нового резервуара не должны превышать величин, указанных в табл. 1.6.2. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более четырех лет, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых. При наличии отклонений днища, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.

2.2. Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов

2.2.1.    Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.

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

2.2.3.    Все выявленные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон корпуса и другое, должны быть сравнены с допускаемыми по действующим СНиП, стандартам и настоящими указаниями.

2.2.4.    В случае выявления недопустимых отклонений от установленных СНиП, стандартами, ТУ и настоящими указаниями резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

2.2.5.    Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.

2.2.6.    Метод ремонта назначается в соответствии с картами исправлений дефектов, указанных в Руководстве по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов настоящих Правил.

2.2.7. При большом объеме работ из-за износа металлоконструкций, требующих смены листов стенки, днища, кровли, несущих покрытий, переварки нескольких поясов стенки и др., целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.

2.2.8.    Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров - неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу.

2.2.9.    Списание находящихся в эксплуатации резервуаров проводится в порядке, установленном Министерством нефтяной промышленности и Госкомнефтепродуктом СССР при списании основных средств (фондов).

3. РЕМОНТ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Обобщение случаев нарушения прочности, герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов

3.1.1.    Нарушения прочности и герметичности в резервуарах в большинстве случаев вызываются совокупностью различных неблагоприятных воздействий на конструкции.

3.1.2.    При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

а)    трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);

б)    трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);

в)    трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

г)    выпучины, вмятины и складки на днище;

д)    трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).

Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;

е)    непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;

ж)    негерметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;

з) изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;

и)    коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;

к) значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;

л) отрыв центральной стойки от днища резервуара;

м) отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;

н) затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;

о) повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;

п) обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;

р) деформация днища по периметру резервуара;

с) значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания;

т) потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем у горизонтальных резервуаров, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм;

у) осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.

3.1.3. Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых - амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушение технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

Устранение дефектов и ремонт резервуаров - ответственные операции, определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.

3.2. Общие указания

3.2.1. Требования Руководства распространяются на работы по исправлению оснований и фундаментов; ремонту днищ, стенок, покрытий, металлических понтонов и плавающих крыш вертикальных цилиндрических резервуаров сварных (РВС) и клепаных (РВК) без давления, низкого давления (до 2 кПа) и повышенного давления (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных (РГС) и клепаных (РГК), работающих при давлении до 40 кПа.

Примечания: 1. Руководство не распространяется на резервуары высокого давления и резервуары для низкотемпературного хранения сжиженных газов.

2. Ремонт понтонов из неметаллических материалов должен осуществляться в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

3.2.2.    Руководство предусматривает работы, выполняемые при ремонтах:

а) текущем - работы осуществляются без освобождения резервуара от нефти и нефтепродуктов (ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара, и т.п.);

б)    среднем - работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности (установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов, ремонт или замена оборудования);

в) капитальном - работы, предусмотренные средним ремонтом, и работы по частичной или полной замене дефектных частей стенки, днища, покрытия, плавающей крыши (понтона) и оборудования.

3.2.3.    Ремонты проводят по графикам, периодичность которых не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.

Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

3.2.4.    При капитальном ремонте резервуаров предусматриваются следующие работы (типовая схема): обеспечение ремонтных работ необходимыми материалами, оборудованием, инструментом, приспособлениями и др.; освобождение резервуара от нефтепродукта и зачистка;

дегазация (промывка, пропарка, вентиляция);

обследование и дефектоскопия с выдачей технического заключения о состоянии резервуара; составление дефектной ведомости; разработка проекта производства работ;

исправление осадок (кренов), укрепление оснований, фундаментов;

замена изношенных элементов (участков стенки, днища, покрытия, понтона и др.);

устранение дефектов с применением огневых работ и без их применения;

испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил;

работы по нанесению защитных антикоррозионных покрытий;

составление и оформление документации на ремонт и испытание резервуара.

3.2.5.    Работы по ремонту резервуаров проводятся с соблюдением действующих правил техники безопасности (СНиП III-4-80 Техника безопасности в строительстве), а также Правил по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и АЗС, утвержденных Г оскомнефтепродуктом РСФСР; Правил

пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР, утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 29 июля 1983 г.

3.2.6.    При выполнении ремонтных работ следует руководствоваться требованиями СНиП III-18-75 (разделы 1 и 4). Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ.

3.2.7.    С введением настоящего Руководства отменяется ранее действующее Руководство по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (М., Недра, 1977 г.).

3.2.8. Рабочие, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по выполняемой работе, а так же обучение правилам безопасного ведения работ.

3.3. Оборудование, механизмы и материалы для проведения капитального ремонта

3.3.1. При проведении капитального ремонта может быть применено следующее оборудование, приспособления и инструмент; грузоподъемные механизмы (лебедки, краны, домкраты, тельферы); такелажное оборудование и оснастка;

устройства и приспособления для работы на высоте (инвентарные строительные леса, подмости, струнные леса, навешиваемые и прикрепляемые на крыше резервуара, люльки, стремянки и др.);

оборудование и инструмент для резки металла, сварных соединений;

сварочное оборудование и инструмент для выполнения сварочных работ (ручная электродуговая сварка, сварка полуавтоматами и др.);

строительное оборудование для производства работ по устранению осадок резервуара, укреплению и уплотнению оснований и фундаментов;

вспомогательные монтажные приспособления и инструмент (клинья, скобы, тросы, стяжки, талрепы, молотки, кувалды и др.);

материалы (швеллеры, уголки, тавровые и двутавровые балки и другая сортаментная сталь);

приспособления и приборы для проведения испытаний на прочность и герметичность (вакуумкамеры, насосы, манометры);

измерительный инструмент (рулетки, штангенциркули, кронциркули и др.);

средства индивидуальной защиты и спецодежда (монтажные каски, предохранительные пояса и др.).

3.3.2.    Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент, выпускаемые серийно промышленностью и имеющие заводскую маркировку. Целесообразно применять наиболее прогрессивное, технологичное оборудование, обеспечивающее высокую производительность ведения ремонтно-монтажных работ и значительно снижающее долю ручного труда.

3.3.3.    Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки, устанавливаемые инструкциями и ведомственными службами Госгортехнадзора.

Сроки и даты проверки, допустимые нагрузки, грузоподъемность указываются на регистрационных табличках, установленных на соответствующем оборудовании и механизмах.

3.3.4.    Работы по подъему, перемещению, транспортированию грузов должны выполняться в строгом соответствии с ГОСТ 12.3.009-76 и ГОСТ 12.3.02080 (прил. 1, пп. 60, 61).

3.3.5.    Оборудование для резки, сварки, электрооборудование должно быть работоспособным, находиться в исправном состоянии, перед проведением работ проверено, а также удовлетворять требованиям электро- и пожаробезопасности при использовании их в резервуарных парках, техники безопасности, ПУЭ-85.

3.3.6.    Измерительный инструмент и приборы, применяемые для определения линейных, массовых, объемных, электрических и других величин, должны иметь метрологическую аттестацию и поверяться в сроки, определенные Госстандартом или ведомственной метрологической службой.

3.3.7.    Марки оборудования для резки металла, технологические режимы сварочных работ приведены в данном руководстве.

3.3.8. Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окраек днища, несущих конструкций покрытия и колец жесткости, кровли резервуаров (в том числе повышенного давления), понтонов и плавающих крыш резервуаров, эксплуатируемых в районах с различной расчетной температурой наружного воздуха, в зависимости от объема резервуаров рекомендуется применять марки сталей в соответствии с табл. 3.1.

3.3.9. Качество и марки сталей, применяемых при ремонтах резервуаров, должны соответствовать требованиям соответствующих ГОСТов или технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков.

Таблица 3.1

Марки сталей для ремонта конструкций резервуаров

Наименование

конструкций

Марки стали

ГОСТ или ТУ

Категория стали для климатического района ремонтируемого резервуара при расчетной температуре, °С

t > -40

-40 > t > -50

-50 > t > -65

Стенка, днище

ВСТ3пс

ТУ 14-1-3023-80 или ГОСТ 380-71

6

-

-

ВСТ3сп

То же

5

-

-

09Г2С

ТУ 14-1-3023-80

6

13

15

Несущие конструкции покрытия

ВСт3кп

ТУ 14-1-3023-80 или ГОСТ 380-71

2

-

-

ВСТ3пс

То же

6

-

-

09Г2С

ТУ 14-1-3023-80

6

6

7 или 12

Настил покрытия,

ВСт3кп

ТУ 14-1-3023-80 или ГОСТ 380-71

2

-

-

лестницы площадки,

ВСт3кп (толщиной до 4 мм)

ГОСТ 10705-80

2

2

2

ограждения

ВСт3кп (толщиной 4,5 - 10 мм)

ГОСТ 10705-80

2

-

-

ВСТ3пс (толщиной до 5,5 мм)

ГОСТ 10705-80

2

2

2

ВСТ3пс (толщиной 6 - 10 мм)

ГОСТ 10705-80

6

6

-

ВСТ3сп

ТУ 14-1-3023-80 или ГОСТ 380-71

-

5

5

3.3.10.    Для ремонта стенки и днища горизонтальных сварных резервуаров следует применять сталь марки ВСТЗспЗ по ГОСТ 380-71*.

•з

Для ремонта стенки и днища резервуаров вместимостью 3 и 5 м3, а также для колец жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех вместимостей в районах с расчетной температурой до -30 °С допускается применение стали марки Ст3кп2 по ГОСТ 380-71.

Для ремонта центральной части и коробов понтонов (плавающих крыш) применяется сталь ВСТ3пс6 ГОСТ 380-71.

Для ремонта трубчатых опорных стоек понтонов применяется сталь марки Ст20пс по ГОСТ 1050-74.

3.3.11.    Для сварки рекомендуется применять материалы в соответствии с табл. 3.2.

Примечания: 1. Допускается применение других сварочных материалов, обеспечивающих свойства сварочного соединения не ниже свойств основного металла.

2. Допускается применение электродов типа Э-42 для сварки элементов покрытия, кровли, центральной стойки, лестниц, площадок, ограждений и др.

3.3.12.    Пригодность электродов, сварочной проволоки и флюса для сварки должна определяться требованиями:

ГОСТ 9467-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы;

ГОСТ 9466-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация, размеры и общие технологические требования;

ГОСТ 2246-70. Проволока стальная сварочная;

ГОСТ 9087-81. Флюсы сварочные плавленые.

3.3.13.    Сжиженный углекислый газ СО2, применяемый для сварки, должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8050-85. Двуокись углерода газообразная и жидкая.

3.3.14.    Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных составов должны применяться следующие материалы:

а)    эпоксидная смола ЭД-20 по ГОСТ 10587-84;

б)    смола низкомолекулярная полиамидная Л-20 по ТУ 6-05-1123-74;

в)    полиэтиленполиамин по ТУ 6-02-594-80;

Таблица 3.2

Сварочные материалы для ремонта конструкций резервуаров

Вид сварки

Углеродистая сталь

Низколегированная сталь

Сталь углеродистая

с низколегированной

электрод

флюс

электрод

флюс

электрод

флюс

Ручная дуговая

УОНИ 13/45, тип Э42А

-

УОНИ 13/45, тип Э50А

-

УОНИ 13/45, тип Э42А

-

Механизированная под флюсом

Св-08а

ОСЦ-45

Св-08ГА

АН-348-А

Св-08А

ОСЦ-45

(автоматом)

Св-08АА

ОСЦ-45М

Св-10А

АН-348-АМ

Св-08АА

ОСЦ-45М

Св-08Г А

АН-348-А

Св-10Г2

ОСЦ-45

Св-08ГА

АН-348-А

АН-348-АМ

ОСЦ-45М

АН-348-АМ

АН-22

АН-60

Механизированная в СО2

Св-08ГС

Св-10ПМА

Св-08ГС

(полуавтоматом)

Св-10ПМА

Св-08ХНМ

Св-10НМ

Св-08ХНМ

Св-08Г2С

Св-08ХНМ

Св-08Г2С

Св-08Г2С

г) дибутилфталат по ГОСТ 8728-77; NormaCS® (NRMS10-02983)

д)    стеклоткань по ГОСТ 8481-75;

е)    пудра алюминиевая ПАК-1 по ГОСТ 10096-76;

ж)    ацетон технический по ГОСТ 2768-84 или ГОСТ 2603-79;

з)    наждачная бумага № 3 - 5;

и)    шпатлевка ЭП-0010 по ГОСТ 10277-76; к) толуол технический по ГОСТ 5789-78;

л) бензин по ГОСТ 443-76 или ГОСТ 1012-72; м) этилцеллозольв по ГОСТ 8313-76; н) гексаметилендиамин; о) растворитель Р-4 по ГОСТ 7827-74.

3.3.15. Для контроля герметичности сварных соединений вакуум-методом следует применять пенные индикаторы следующих составов:

Состав № 1 (летний). Вода 1 л, мыло туалетное 50 г - перемешивать до полного растворения

Состав № 2 (летний). Вода 1 л, мыло хозяйственное 65 %-ное 50 г, глицерин 5 г - смесь перемешивать до полного растворения Состав № 3 (летний). Вода 1 л, концентрированный раствор экстракта лакричного корня 15 г - смесь перемешивать 5 мин Состав № 4 (летний). Вода (теплая 40 - 60 °С) 1 л, сухой лакричный экстракт 10 г - смесь перемешивать до полного растворения

Состав № 5 (зимний). Раствор хлористого кальция (СаС^) или хлористого натрия (NaCl) 1 л, лакричный экстракт (концентрированный) 15 г - смесь перемешивать 5 мин, затем дать отстояться в течение 1 ч до получения прозрачной жидкости и слить раствор с осадка Состав хлористых солей подбирается в зависимости от температуры наружного воздуха. На 1 л воды следует добавлять:

СаС12, г

150

265

330

370


NaCl, г

160

290


Температура, °С


от 0 до -10

от -15 до -20 от -20 до -30 до -35


3.4. Подготовительные работы к ремонту

3.4.1.    Ремонт резервуаров с огневыми работами разрешается проводить только после полной очистки резервуара от остатков нефтепродуктов, дегазации его, при обеспечении пожарной безопасности рядом расположенных резервуаров (освобождение от нефти и нефтепродуктов соседних резервуаров с надежной герметизацией их, уборка разлитого продукта с засыпкой песком замазученных мест, надежная герметизация канализации, отглушение всех коммуникаций и т. п.) и наличии письменного разрешения главного инженера предприятия, согласованного с пожарной охраной.

3.4.2.    Очистку резервуаров от остатков нефтепродуктов должны выполнять рабочие, прошедшие медицинское освидетельствование, в установленном порядке под руководством инженерно-технических работников. Ответственный за подготовку должен руководствоваться специально разработанными инструкциями по очистке и дегазации резервуара, утвержденными главным инженером.

3.4.3.    Концентрацию паров углеводородов внутри резервуара, освобожденного от жидкого продукта, следует снизить до значения, меньшего нижнего предела взрываемости, используя систему естественной и принудительной вентиляции.

3.4.4.    Для осуществления естественной вентиляции открывают люки на крыше и в нижних поясах стенки. При этом более тяжелые по отношению к воздуху углеводороды выходят из резервуара через нижние люки, а атмосферный воздух поступает внутрь резервуара через верхние люки. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

3.4.5. Для принудительной вентиляции используются вентиляторы, работающие на приток или вытяжку. Во избежание образования искры необходимо применять вентиляторы и двигатели взрывобезопасного исполнения. Подача вентилятора должна обеспечивать не менее чем 10-кратный обмен воздуха в час. Наличие паров углеводородов в резервуаре определяется газоанализаторами типа ПГФ2М1-ИЗГ, УГ-2, ГБ-3 и другими по методикам, прилагаемым к

приборам. Допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 0,3 мг/л, а в резервуарах из-под бензина - 0,1 мг/л.

3.4.6.    Наилучший способ очистки резервуаров большого объема от тяжелых остатков отложений, которые могут содержать значительные количества легких углеводородов и создавать реальную угрозу взрыва и пожара, - промывка их моющими растворами типа МЛ, подаваемыми специальными моечными машинками струями под напором 0,8 - 1,2 кПа. Одновременно с промывкой резервуара от тяжелых остатков происходит и его дегазация.

Моечная машинка должна надежно заземляться, а струи очищающей жидкости для уменьшения силы удара и разбрызгивания нужно направлять под небольшим углом к поверхности.

3.4.7.    Если на днище резервуара остается часть продукта, то резервуар необходимо заполнить водой выше уровня задвижки и всплывший продукт откачать.

3.4.8.    Пропарку резервуаров небольшого объема следует вести при одном открытом верхнем люке. Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается температура около 60 - 70 °С.

Пар следует направлять через нижний люк по шлангу, выходное отверстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру последнего. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы заземляют для отвода зарядов статического электричества. Наконечники шлангов изготовляют из цветного металла.

3.4.9.    При наличии плавающего металлического понтона верхнее и нижнее пространства под ним и над ним пропаривают отдельно. Резервуар с понтоном из синтетических материалов освобождают от паров нефтепродуктов, заполняя его водой.

Пробы воздуха для анализа из резервуара с плавающими крышами (понтонами) отбирают из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и верхней части над крышей (понтоном).

3.4.10.    Очистка резервуаров от остатков сернистых нефтепродуктов с пирофорными осадками проводится в соответствии с инструкцией по борьбе с пирофорными соединениями при эксплуатации и ремонте нефтезаводского оборудования.

3.4.11.    Перед началом работ по очистке, осмотру и ремонту рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ. Рабочие, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются. Без оформленного наряда-допуска на производство работ и разрешения начальника цеха приступать к очистке, осмотру и ремонтным работам не разрешается.

3.4.12.    Рабочие, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по очистке рабочие обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиннее 10 м требуется применять противогазы с принудительной подачей воздуха.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре, и записывается в наряде-допуске. Этот срок не должен превышать 30 мин с последующим отдыхом не менее 15 мин. Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха. Рабочие, находящиеся внутри и снаружи резервуара, должны следить, чтобы шланг не имел изломов и крутых изгибов.

3.4.13.    Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего рабочего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии рабочего, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу.

3.4.14.    Наблюдающий рабочий обеспечивается спецодеждой и защитными средствами, как и работающий внутри резервуара. Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему. Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего рабочего не должны проводиться. Ответственный за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом, контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие рабочих.

3.4.15.    Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только омедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т. п. Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо

включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.

3.4.16.    Зачищенный резервуар подлежит сдаче специально назначенной комиссии для последующего выполнения ремонтных работ с оформлением соответствующего акта.

3.4.17.    Ремонт выполняют в соответствии с требованиями настоящего Руководства. В каждом конкретном случае необходимо выбрать и уточнить метод ремонта дефектного места.

Выбранный метод ремонта должен быть утвержден главным инженером (директором) предприятия, эксплуатирующего резервуары.

3.5. Ремонт оснований и фундаментов

3.5.1.    При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:

а)    исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;

б)    исправление просевших участков основания;

в)    заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;

г)    ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);

д)    исправление отмостки.

3.5.2.    При ремонте оснований для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под    днищем    и    в    местах    хлопунов применяют

гидроизолирующий («черный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

3.5.3.    Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий    состав    (по    объему):

а)    песок крупностью 0,1 - 2 мм - от 80 до 85 %;

б)    песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 40 до 15 %.

Примечания: 1. Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве 1,5 - 5 % от объема всего грунта.

2. Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

3.5.4.    В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы по ГОСТ 11955-82. Битумы нефтяные жидкие дорожные; каменный деготь по ГОСТ 4641-80. Дегти каменноугольные дорожные; полугудроны по ОСТ 38.0184-75. Полугудрон. Технические условия; мазуты по ГОСТ 10585-75. Топливо нефтяное.

Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по объему смеси.

3.5.5.    Если ремонтные работы проводят при положительной температуре наружного воздуха, то приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.

Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то «черный» грунт следует укладывать подогретым до 50 - 60 °С.

3.5.6.    При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять, путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не проводится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков, утора, нижней части первого пояса.

3.5.7.    При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают по ним гидроизолирующий слой. Откосы основания выполняют в соответствии с требованиями п. 1 части I.

3.5.8.    При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые значения, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

•з

3.5.9.    Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объемом 10000 м3 и выше устраняют путем подбивки под днище бетона марки не ниже 100.

3.5.10. Фундаменты (опоры) горизонтальных резервуаров, получивших осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) на седло опоры бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

3.6. Удаление дефектных мест

3.6.1.    Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли или плавающей крыши (понтона) подлежат частичному или полному удалению и ремонту.

3.6.2.    Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

3.6.3.    Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками

Рис. 1. Варианты работы резаком: а - справа налево; б - от себя

3.6.4.    Дефектные участки сварных соединений удаляют:

вырубкой пневматическим (ручным) зубилом;

вырезкой абразивным кругом;

вырезкой газовой резкой (резаком типа РПК-2-72 или РПА-2-72);

вырезкой воздушно-дуговой резкой (резаком типа РВДм-315 или «Раздан» (РВДл-1200, рис. 1).

Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае, если ремонт резервуаров выполняется при положительной температуре окружающего воздуха.

3.6.5.    Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака РПК-2-72 или РПА-2-72 по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Режим резания резаком приведен в табл. 3.6.1.

Режимы резания резаком РПК-2-72 и РПА-2-72


Таблица 3.6.1

Размер канавки, мм

Рабочее давление газа, МПа

Скорость резания, м/мин

Расход газа, м3

ширина

глубина

кислорода

ацетилена

коксового или природного

кислорода

ацетилена

коксового или природного

5 - 15

2 - 10

0,8 - 1,2

Для РПА-2 не менее 0,01

Не менее 0,02

0,5 - 5,0

74

Для РПА-2 1,2

4,5

Примечание. Г лубина канавки и скорость резания зависят от угла наклона резака. NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru

Режимы воздушно-дуговой резки резаком РВДм-315

Таблица 3.6.2

Диаметр электрода, мм

Сила тока, А

Напряжение, В

Скорость сторожки, мм/мин

Ширина канавки, мм

Г лубина канавки, мм

Расход

электроэнергии, кВт • ч/м

электрода, мм/м

сжатого

воздуха, л/м

6

270 - 300

35 - 45

770 - 570

6,5 - 8,5

3 - 4

0,13

100 - 110

600

8

360 - 400

35 - 45

900 - 640

8,5 - 10,5

4 - 5

0,17

85 - 90

650

10

450 - 500

35 - 45

1000 - 700

10,5 - 12,5

5 - 6

0,21

55 - 60

700

12

540 - 600

35 - 45

1000 - 700

12,5 - 14,5

6 - 8

0,24

50 - 55

800

Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку и т.д., а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали проводится воздушно-дуговой резкой резаком РВДм-315 или РВДл-1200.

Резак РВДм-315 работает на постоянном токе, РВДл-1200 - на переменном токе.

Источником питания служат серийно выпускаемые сварочные преобразователи ПСО-500 или ПСМ-1000 и сварочные трансформаторы ТСД-1000 и ТСД-200-2.

Режим воздушно-дуговой резки резаком РВДм-315 приведен в табл. 3.6.2.

3.6.6.    Кромки деталей после кислородной или дуговой (воздушной и кислородной) резки не должны иметь неровностей, прожогов и шероховатостей более 1 мм.

3.6.7.    При толщине металла свыше 5 мм, в котором выявлена трещина, кромки трещин разделывают под сварку с V-образной подготовкой (угол раскрытия 60 - 70°). При толщине элементов менее 5 мм кромки трещины не разделывают.

3.6.8. Разделка кромок может осуществляться ручным и пневматическим зубилами, кромкорезами (электрическими), шлифовальными кругами и кислородной резкой.

3.7. Устранение дефектов с применением сварочных работ

3.7.1.    Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна быть проверена на соответствие ее требованиям пп. 3.3.1 - 3.3.3 настоящего Руководства, действующим ГОСТам или техническим условиям (на основании сертификатов) и предварительно очищена от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и других загрязнений.

3.7.2. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и других приспособлений, а также мерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность (линейки, рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502-80).

3.7.3. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также комбинированными (из дерева и тонкого стального листа); шаблоны для резки заготовок - из картона и дерева.

Шаблоны следует изготовлять с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке (1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м) и припусков на обработку (+1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм).

3.7.4.    Древесина для шаблонов применяется высушенная, из хвойных пород; картон - плотный толщиной 1,5 - 3 мм.

3.7.5.    Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей, вырывов и шероховатостей, превышающих 1 мм.

3.7.6.    Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264-80. Швы сварных соединений. Ручная электродуговая сварка. Основные типы и конструктивные элементы следующим образом:

а) сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм - встык; размер нахлестки рекомендуется не

менее 30 - 40 мм, зазор между листами не должен превышать 1 мм;

б)    элементы (накладки), свариваемых внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара;

в)    зазор между стыкуемыми кромками листов в стыковых соединениях следует принимать не менее 1 мм и не более 2 мм;

г)    в стыковых односторонних соединениях с подкладкой при зазорах между кромками более 4 мм толщину подкладки принимают равной толщине свариваемых листов;

д)    элементы, соединяемые встык ручной дуговой сваркой, должны иметь разделку со скосом под углом 27 ± 3°;

е)    элементы тавровых соединений (при выполнении ручной сваркой) должны иметь зазор между вертикальными и горизонтальными листами до 2 мм.

3.7.7. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара, на 1 - 2,5 м в зависимости от диаметра стенки резервуара.

Концы листов (вставок) подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами (на длине по дуге 1,5 и 3 м) и листом толщиной 6 мм и более после вальцовки не должен превышать соответственно 2 и 4 мм.

Не допускается искривление листа (конусность). Углы элементов вставок и накладок закругляют.

3.7.8.    Расстояние между пересекающимися сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара - не менее 500 мм.

3.7.9.    При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихватов или при помощи стяжных приспособлений.

3.7.10.    Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.

3.7.11.    Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина - 50 - 60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400 - 500 мм.

3.7.12.    Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.

3.7.13.    При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки сталей, из которых выполнены элементы.

3.7.14.    При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.

3.7.15.    Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.

Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предварительной разметке с выпуклой стороны.

Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура нагрева для углеродистой стали должна быть не менее 700 - 850 °С.

Температуру нагрева рекомендуется определять с помощью термоиндикаторных карандашей или температурной шкалы цветов нагрева стали.

Температура нагрева, °С

Цвет нагрева:


темно-коричневый

коричнево-красный

темно-красный

темно-вишнево-красный

вишнево-красный

светло-вишнево-красный

светло-красный


550 - 580 580 - 650 650 - 730 730 - 770 770 - 800 800 - 830 830 - 900


Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна исключать закалку, коробление, трещины, надрывы.

3.7.16. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через

подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.

3.7.17.    Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже -25 °С ударными инструментами запрещается.

3.7.18.    При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку.

Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов резервуаров не допускается.

3.7.19.    Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров, находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже -10 °С. Сварку при более низких температурах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур (прил. 3).

3.7.20.    К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ, к которым они допущены.

Механизированная сварка выполняется сварщиками, прошедшими обучение по управлению указанной аппаратурой и получившими об этом соответствующие удостоверения.

Сварщики должны на месте работы пройти технологическое испытание в условиях, тождественных с теми, в которых будет проводиться сварка конструкций.

3.7.21.    При выполнении сварочных работ с целью ремонта и исправления дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

а)    сварка стыковых швов окраек днища должна выполняться на соответствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается; конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между, подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;

б)    технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 - 6 мм, длину более длины дефектного места на 100 - 150 мм и ширину не менее 100 мм;

в) вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

Учитывая, что при удалении дефектных участков сварного шва не всегда возможно обеспечение регламентируемых ГОСТом зазоров между стыкуемыми элементами, допускается увеличение ширины шва (I) для стыковых соединений на 25 %.

При необходимости удаления вертикального шва на всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт проводить участками, не превышающими высоту пояса;

г)    вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая их с наружной и внутренней стороны резервуара;

д)    соединение листов кровли и днища резервуара должно выполняться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

3.7.22.    Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Порядок сварки отдельных участков приведен на рис. 2.

Длина ступени не должна превышать 200 - 250 мм.

Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла:

Толщина листов, мм    4    -    5    6    -    7    8    - 9    10 - 12    12    -    14

Число слоев    1    2    2    -    3    3    - 4    3    -    4

Для сварки первого слоя следует применять электроды диаметром 3 мм, для сварки остальных слоев - электроды диаметром 4 - 5 мм.

После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака и брызг металла. Участки слоев шва с порами, раковинами и трещинами должны быть удалены и заварены вновь.

3.7.23.    Сварку нахлесточных швов также следует проводить обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 300 - 500 мм. Порядок

сварки отдельных участков приведен на рис. 3.

3.7.24.    Ручную сварку многослойных угловых тавровых швов приварки стенки к днищу рекомендуется выполнять секциями обратноступенчатым способом (рис. 4). В пределах каждой секции швы также сваривают обратноступенчатым способом участками длиной до 300 м. Длина единовременно свариваемого шва каждого слоя секции принимается до 900 мм.

При сварке низколегированных сталей длина каждой секции не должна превышать 350 мм.

Сначала заваривают внутренний шов, а затем наружный.

3.7.25.    Многослойную сварку стыков из низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками, так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200 °С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 - 3 мм от ближайших границ проплавления.

Рис. 2. Конструктивные элементы стыковых швов (а) и последовательность выполнения сварного соединения (б):

Обозначение шва

S = S1

с =

b

1

11

g

Номинальная

Предельное

отклонение

Не более

Номинальная

Предельное

отклонение

6 - 12

8

±1

18

0,5

+2,0

-0,5

с16

14 - 20

22

-

22 - 24

12

±1

28

-

26 - 28

30

-

+1,5

3 - 4

1

±1

10

8

-0,5

6 - 8

14

+1

+2,0

10 - 12

2

20

10

0,5

с18

-2

-0,5

14 - 15

24

18 - 20

30

22 - 24

34

26 - 28

38

Рис. 3. Сварка нахлесточных швов:

S

S1

K


6 - 60 S


s + b 0


b


1


2


l и t


номинальная

предельное отклонение    1

По проекту


2 - 5

?


Рис. 4. Сварка угловых тавровых швов:

К

b


S

Sj, не менее

l

t

Номинальная

Предельное отклонение

Номинальная

Предельное отклонение

2,0 - 2,5

20 - 25

40 - 79

+1

3,0 - 4,5

3

+2

5,0 - 6,0

40 - 45

80 - 99

4

+2

7,0 - 9,0

0,7S

0

+2

5

-1

10,0 - 15,0

6

16,0 - 21,0

50 - 60

100 - 200

7

22,0 - 30,0

+3

8

±2

3.7.26.    Механизированную сварку стыков под флюсом (полуавтоматами) следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 12 мм и со скосом кромок - при толщине более 12 мм.

3.7.27.    Сварку стыков в углекислом газе следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 10 мм и со скосом кромок - при толщине более 10 мм.

3.7.28.    Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ, центральной части металлического понтона и швов, прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответствии с требованиями ГОСТ 8713-79. Швы сварных соединений. Автоматическая и полуавтоматическая сварка под флюсом. Основные типы и конструктивные элементы и ГОСТ 14771-76. Швы сварных соединений. Электродуговая сварка в защитных газах. Основные типы и конструктивные элементы.

Зазоры в конструкциях, собранных под механизированную сварку (автоматами), должны быть для стыковых соединений (между кромками) от 1 до 3 мм, для тавровых соединений (между вертикальными и горизонтальными листами) не более 3 мм и для нахлесточных соединений (между листами) не более 1 мм.

3.7.29.    В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.

3.7.30.    Наложение шва поверх прихваток допускается только после зачистки их от шлака и кромок основного металла    от    брызг.    При    этом

неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть удалены и при необходимости выполнены вновь.

3.7.31.    При ручной и механизированной дуговой сварке (полуавтоматом) зажигать дугу на основном металле вне границ шва и выводить кратер на основной металл запрещается.

3.7.32.    Сварщик обязан проставлять присвоенный ему номер или знак рядом с выполненными им швами.

3.7.33.    Рабочее место сварщика, а также свариваемая поверхность конструкции резервуара должны быть защищены от дождя, снега    и сильного    ветра.

3.7.34.    Если в процессе сварки в сварном соединении или листе образуется новая трещина, лист следует удалить и заменить новым.

3.7.35.    Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены следующими способами:

перерывы швов и кратеров заварены;

сварные соединения с трещинами, а также непроварами и другими недопустимыми дефектами удалены на длину дефектного места плюс по 15 мм с каждой стороны и заварены вновь;

подрезы основного металла, превышающие допустимые, зачищены и заварены путем наплавки тонких валиков электродом диаметром 3 мм с последующей зачисткой, обеспечивающей плавный переход от наплавленного металла к основному.

Перекрывать наплавкой валика дефектные участки швов без предварительного удаления ранее выполненного дефектного шва, а также исправлять негерметичность в сварных швах путем зачеканки запрещается.

При заварке мест удаленных дефектных участков швов должно быть обеспечено перекрытие прилегающих концов основного шва.

Исправленные сварные швы должны пройти повторный контроль.

3.7.36.    По окончании сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления и остатки крепивших их швов должны быть удалены, сварные соединения и место сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла и при необходимости окрашены.

3.7.37.    Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по

контуру) коробчатых элементов.

3.8. Устранение дефектов без применения сварочных работ

3.8.1.    Эпоксидные составы при ремонте резервуаров и металлических понтонов применяют только для герметизации:

а)    газового пространства резервуаров, кровля и верхние пояса которых имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;

б)    сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;

в)    коробов и центральной части металлического понтона;

г)    клепаных соединений резервуаров;

д)    прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

3.8.2.    Герметизация дефектных мест с применением эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции.

3.8.3.    Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации. Дефектное место должно находиться выше уровня наполнения продукта в резервуаре.

3.8.4. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется в дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров). Техника безопасности работ с эпоксидными составами приведена в прил. 7, меры пожарной безопасности при ремонте резервуаров - в прил. 4.

3.8.5.    Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6 - 8 мм по концам трещин.

Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

3.8.6.    Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40 - 80 мм с помощью безыскровых приспособлений. Поверхность поврежденного участка зачищают до металлического блеска металлической щеткой, напильником и дополнительно наждачной бумагой. После механической обработки поврежденное место очищают от опилок, окалины и грязи ветошью, смоченной бензином. Перед нанесением клеящего состава зачищенное дефектное место обезжиривают растворителями (ацетон, Р-40 и др.). Для поверхностей из алюминиевых сплавов и нержавеющих сталей (при применении клеев на основе эпоксидной смолы ЭП-0010) эффективней метод очистки щелочным раствором. Щелочной раствор имеет следующий состав: орто- или метасиликат натрия, щелочное мыло и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 1 % раствора ОП-7 по ГОСТ 8433-81 или любого ПАВ в пресной воде в соотношении 1:3; 3 масс частей с последующей промывкой пресной водой и сушкой.

3.8.7.    Для ремонта резервуаров рекомендуется применять эпоксидные композиции (клеи) холодного отвердения, составы которых приведены в табл. 3.8.1 и 3.8.2.

3.8.8.    Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клею на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

3.8.9. Жизнеспособность клеевых составов при температуре 20 °С составляет 45 - 60 мин, поэтому указанные составы необходимо изготовлять небольшими порциями непосредственно перед использованием.

Составы клеевых композиций


Таблица 3.8.1

Компонент

Состав, массовые части

I

II

Эпоксидная смола непластифицированная ЭД-20

100

100

Дибутилфталат (пластификатор)

15

-

Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20

-

50

Пудра алюминиевая (наполнитель)

10

10

Полиэтиленполиамин (отвердитель)

10

10

Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:32:32

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту пластификатора.

Компонент

Состав, массовые части

I

II

III

Эпоксидная смола ЭП-0010

100

100

100

Полиэтиленполиамин (отвердитель)

10

10

8

Асбест хризотиловый

15

-

10

Цинковый порошок

-

20

10

3.8.10.    Клей необходимо готовить непосредственно на нефтебазе перед началом работы, смешивая расфасованные в стеклянную или металлическую тару компаунд и отвердитель. Смешение рекомендуется осуществлять в емкости, в которой находится компаунд. Время тщательного перемешивания составляет в среднем 5 мин. При отрицательных и низких (ниже 5 °С) температурах для хорошего перемешивания компонентов клея и последующего его нанесения рекомендуется подогревать клей до температуры 25 - 30 °С в специальных емкостях с двойными стенками, между которыми находится горячая вода.

3.8.11. Компаунды следует готовить в отдельных, специально оборудованных помещениях нефтебаз, тщательно перемешивая (ручным способом или в клеемешалках с электроприводом) компоненты в следующей последовательности: для состава I - эпоксидную смолу ЭД-20, дибутилфталат, алюминиевую пудру; для состава II - эпоксидную смолу ЭД-20, алюминиевую пудру.

3.8.12.    Компаунды и отвердители рекомендуется расфасовывать в стеклянную или металлическую тару (компаунды - в банки с широким горлом и плотно закрывающимися крышками, отвердитель - во флаконы с плотно закрывающимися пробками).

3.8.13.    Вместимость тары должна быть рассчитана на предстоящий объем работ, соответствующий жизнеспособности готовых клеевых композиций.

3.8.14.    Перед началом работ по ремонту резервуаров с применением эпоксидных клеевых составов рабочих необходимо ознакомить с технологией производства работ, техникой безопасности и санитарно-профилактическими мероприятиями при работе с эпоксидными клеями.

3.8.15.    Эпоксидные клеевые составы холодного отвердения полимеризуются при температуре окружающей среды от 5° С и выше в течение 24 ч.

Ускорить отвердение эпоксидного состава можно путем подогрева его после начала полимеризации, которая    наступает через    2    -    3 ч с момента

приготовления при температуре окружающей среды 15 - 20 °С. Подогревать можно горячим воздухом, мешками    с горячим песком    и    т.п. Отвердение

эпоксидного состава при подогреве заканчивается за 3 - 4 ч при температуре 60 - 80 °С и за 1,5 ч при температуре 120 °С.

3.8.16.    В зависимости от вязкости состава его наносят на зачищенную поверхность шпателем, кистью или краскопультом.

3.8.17.    Отдельные мелкие трещины, отверстия и отпотины на стенке, кровле и понтоне допускается ликвидировать эпоксидным составом без применения армирующего материала. При этом дефектное место и поверхность вокруг него должны быть покрыты ровным слоем клея. Толщина клеевого состава должна быть около 0,15 мм.

3.8.18.    Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани - стеклоткани, бязи и др.

Зачищенное место покрывают слоем клея, укладывают армирующий слой и покрывают его слоем клея, затем укладывают следующий армирующий слой,

который также покрывают слоем клея. Каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного листа и ранее уложенного армирующего слоя на 20

- 30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой эпоксидного клеевого состава с последующим лакокрасочным покрытием.

3.8.19.    Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется (прикатывается) металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и металлом.

3.8.20.    Клеевая конструкция отремонтированных дефектных мест после окончания всех работ выдерживается    для отвердения    в    течение 48 ч при

температуре 15 - 25°С.

3.8.21.    Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесением сплошного армирующего покрытия на дефектное место.

3.8.22.    Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняют с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 (ГОСТ 10277-76) и отвердителя -гексаметилендиамина (в массовых частях: шпатлевка - 100, отвердитель - 8,5).

3.8.23. Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом или другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензином и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой.

Состав эпоксидной грунтовки (в массовых частях):

Количество растворителя Р-40 при нанесении грунтовки краскопультом не должно превышать 3 5 массовых частей, при нанесении вручную допускается до 45 массовых частей.

Грунтовку, предназначенную для нанесения на поверхность краскопультом, фильтруют через сетку с числом отверстий не менее 1200 на 1 см2 или через 2 - 3 слоя марли. Жизнеспособность состава - 5 - 7 ч.

3.8.24.    Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным покрытием следующего состава (в массовых частях):

Приготавливать состав рекомендуется следующим образом; в шпатлевку ЭП-0010 добавляют отвердитель и тщательно перемешивают до образования однородной массы, затем добавляют сухой наполнитель до образования тестообразной массы, удобной для нанесения шпателем. Жизнеспособность состава

- 1 - 1,5 ч.

3.8.25.    На загрунтованную поверхность наносят разливом и разравнивают слой покрывного состава толщиной до 2 мм, на который накладывают армирующий слой, и укатывают перфорированным металлическим катком для пропитки слоя и удаления воздушных пузырей.

Следующие армирующие слои накладывают после отвердения предыдущих слоев (не ранее чем через 24 ч) при температуре 18 °С в указанной последовательности.

3.8.26.    На верхний армирующий слой наносят краскопультом лакокрасочное покрытие (грунтовка по ГОСТ 9070-75).

3.8.27.    Контроль качества осуществляют, визуальным осмотром и с помощью электрического дефектоскопа ЭД-4.

3.8.28.    Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться не ранее семи суток после окончания ремонта.

3.8.29.    Качество ремонтных работ с применением эпоксидных составов обеспечивается постоянным и строгим пооперационным контролем всего технологического процесса. Пооперационный контроль предусматривает систематическую проверку:

соответствия исходных материалов их паспортным данным и срокам хранения;

условий их хранения;

качества подготовки поверхности ремонтируемых участков резервуара;

правильности дозировки компонентов клея, тщательности их перемешивания при подготовке компаундов и клеевых композиций;

внешнего вида и вязкости компонентов клея;

сроков использования клея в соответствии с его жизнеспособностью;

чистоты тары для компаундов, отвердителей и готовых композиций;

температурно-временных режимов отвердения клея.

3.8.30. При появлении значительных обдиров обкладочной резины и сквозных механических повреждений (порывы и пр.) в отдельных элементах уплотняющего петлеобразного или дискового затвора, выполненного из обрезиненного бельтинга, дефектные элементы удаляют и заменяют новыми.

3.8.31.    При значительном провисании некоторых участков бельтинга необходимо под нижнюю часть затвора установить дополнительные подрессорники.

3.8.32.    Подрессорник представляет собой сложенный вдвое лист из обрезиненного бельтинга толщиной 3,0 - 3,3 мм, прошитый несколькими продольными и поперечными швами на шорной или обувной машинах класса 45 нитью не тоньше № 00.

3.8.33.    Вылет подрессорника должен быть в пределах 160 - 185 мм.

3.8.34.    Подрессорник раскраивают так, чтобы он работал по основе, а не по утку.

3.8.35.    Допускается сшивка подрессорника с наружным лепестком затвора нитью не тоньше № 00.

3.8.36.    После сшивки наружного лепестка с подрессорником все швы должны быть жирно промазаны с обеих сторон трансформаторным маслом.

3.8.37.    Для крепления усиленных элементов уплотняющего затвора к понтону в них просверливают или пробивают отверстия требуемого диаметра.

3.9. Бандажирование стенок резервуаров

3.9.1.    Усиление эксплуатирующихся резервуаров бандажами проводится с целью восстановления несущей способности нижних поясов стенки (1 - 4 пояс), имеющих коррозионный износ в пределах до 20 % от первоначальной толщины листа.

3.9.2.    Бандажные усиления для подкрепления стенки и повышения несущей способности, надежности конструкции в эксплуатации целесообразно

-3

устанавливать на резервуарах вместимостью 1000 - 10000 м3 как полистовой, так и рулонной сборки.

3.9.3. Бандажные усиления представляют собой разъемные стальные кольца, состоящие из 4 - 6 полос (в зависимости от длины полосы и диаметра резервуара, стянутых с помощью резьбовых соединений.

На резервуаре может быть установлено 10 - 20 колец по высоте четырех поясов в зависимости от коррозионного износа металла и геометрического сечения полосы. Необходимое число колец определяется расчетом.

3.9.4.    Монтажные работы по установке бандажных усилений следует совмещать с производством ремонта резервуара, подготовленного к выполнению огневых работ.

3.9.5.    Решение на усиление резервуара или группы резервуаров бандажами принимается техническими службами нефтебаз, территориальных управлений после получения результатов обследования и комплексной дефектоскопии.

3.9.6. На каждый резервуар, намеченный к производству работ по усилению, должен разрабатываться индивидуальный технический проект с учетом технического состояния резервуара. В проекте приводятся:

краткие сведения о техническом состоянии резервуара;

расчетная часть;

организация монтажных работ;

рекомендации по дальнейшей эксплуатации усиленного резервуара.

3.9.7.    Общие положения по бандажированию стенок резервуаров приведены в Рекомендациях по восстановлению несущей способности цилиндрических резервуаров способом усиления стенки стальными кольцевыми бандажами и Рекомендациях по эксплуатации резервуаров, усиленных методом постановки кольцевых бандажей (прил. 1, пп. 58, 59).

3.9.8.    Резервуар после завершения комплекса ремонтных работ и монтажа бандажных усилений должен пройти гидравлические испытания согласно п. 3.10.15 настоящего Руководства. По завершении испытаний составляется акт о вводе его в эксплуатацию, в котором указывается предельный уровень наполнения усиленного резервуара.

3.10. Контроль качества ремонтных работ, испытание резервуаров, приемка резервуаров после ремонта

3.10.1.    Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуаров проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (разделы 1 и 4).

3.10.2.    Контроль выполненных работ осуществляют:

а)    внешним осмотром мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением сварных швов;

б)    испытанием швов на герметичность;

в)    проверкой сварных соединений рентгено- и гамма-просвечиванием или другими физическими методами;

г) окончательным испытанием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

3.1.0.3. Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.

3.10.4.    В клепаных резервуарах подвергаются проверке заклепочные соединения в зонах, прилегающих к ремонтируемому участку. Проверку выполняют простукиванием легким молотком по головкам заклепок (качественные заклепки не издают дребезжащего звука), затем проверяют герметичность вакуум-методом.

3.10.5.    Сварные соединения по внешнему виду должны удовлетворять требованиям ГОСТ 8713-79, ГОСТ 5264-80, СНиП III-18-75 (см. пп. 1.3.12 - 1.3.19 части II настоящих Правил).

3.10.6. Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100 %-ному контролю на герметичность вакуум-методом или керосиновой пробой.

3.10.7.    Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином. Контролируемую сторону шва очищают от грязи и ржавчины и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть.

Шов смачивают керосином посредством опрыскивания не менее двух раз струёй под давлением из краскопульта, бачка керосинореза или паяльной лампы. Допускается протирать швы 2 - 3 раза тряпкой, обильно смоченной керосином.

Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность вакуумкамерой или керосином. В последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина и после ее высыхания сварные соединения с наружной стороны опрыскивают керосином. Шов обрабатывают керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин.

Испытания на герметичность двусторонних нахлесточных сварных соединений и стыковых швов, сваренных на остающейся подкладке, осуществляются введением керосина под давлением 0,1 - 0,2 МПа в зазор между листами или подкладкой планкой через специально просверленные отверстия. Отверстия после проведения испытания заваривают. Перед заваркой отверстия пространство между листками должно быть продуто сжатым воздухом.

На поверхности, окрашенной меловым раствором, после смачивания керосином не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже 0 °С

- в течение 24 ч.

В зимних условиях для ускорения процесса контроля разрешается смачивать сварные соединения керосином, предварительно нагретым до температуры 60 - 70 °С, в этом случае процесс контроля герметичности сокращается до 1 ч.

3.10.8.    Испытание на герметичность сварных соединений днища резервуаров проводится вакуум-методом.

3.10.9. Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ, центральной части плавающей крыши и понтона (нахлесточные и угловые соединения). Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи и пыли, смачивают индикаторным мыльным раствором (при положительной температуре) или раствором лакричного корня (при отрицательной температуре). Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Водный раствор мыла должен применяться только при температуре не ниже -20 °С. Водный же экстракт лакричного корня представляет собой универсальный пенообразующий индикатор как в летнее, так и в зимнее время. Введение в него солей хлористого натрия или хлористого кальция позволяет вести работы по испытанию на герметичность при температуре наружного воздуха до -35 °С. Составы пенных индикаторов в зависимости от времени года приведены в разделе 3 (п. 3.3.8) настоящего Руководства.

На контролируемый участок плотно устанавливают вакуум-камеру (рис. 5), которую подключают к вакуум-насосу.

Разрежение в камере должно составлять не менее 66,5 кПа для сварных соединений листов толщиной 4 мм и не менее 80,0 кПа для соединений листов большей толщины. Перепад давления контролируют при помощи вакуумманометра.

При проверке герметичности сварных соединений на поверхности шва, покрытой индикаторным раствором, не должны появляться пузыри.

Рис. 5. Вакуумкамеры для испытания герметичности швов: а - плоская; б - угловая; 1 - вакуум-насос; 2 - шланг; 3 - вакуум-манометр; 4 - кран пробковый; 5 - оргстекло; 6 - губчатая резина

гёг-------у



В местах сквозных дефектов возникают пульсирующие (лопающиеся, вновь возникающие и снова лопающиеся) пузырьки.

В местах мельчайших сквозных дефектов обнаруживаются скопления мелких нелопающихся пузырьков.

3.10.10.    Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и плавающих крыш проводят путем нагнетания в них воздуха компрессором до избыточного давления 1 кПа с одновременным смазыванием всех наружных швов мыльным раствором или другим пенным индикатором.

До начала пневматических испытаний необходимо сварные соединения очистить от шлака и загрязнений, проверить соединения простукиванием металла в зоне шва, тщательно осмотреть их и устранить выявленные дефекты.

Герметичность сварных соединений открытых коробов понтона проверяют вакуум-камерой или керосином.

3.10.11.    Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-камерой,

керосином или внутренним избыточным давлением воздуха. При испытании сварных соединений керосином его впрыскивают под давлением во все нахлесточные соединения изнутри резервуара с нижней стороны кровли. При этом сварные соединения кровли с наружной стороны окрашивают водной суспензией мела или каолина.

Испытания сварных соединений кровли сжатым воздухом проводятся путем создания внутреннего избыточного давления при наполнении герметически закрытого резервуара водой до уровня не менее 1 м или посредством нагнетания воздуха компрессором внутрь резервуара, залитого водой на высоту не менее 1 м, до получения в обоих случаях избыточного давления, превышающего эксплуатационное на 10 %, а для резервуаров повышенного давления - на 25 %.

Для регулирования избыточного давления в кровлю резервуара вваривают специальные трубопроводы. Избыточное давление в резервуаре следует контролировать по показаниям водяного манометра во всех случаях, когда вода (или воздух) поступает и когда подача воды (воздуха) прекращена, так как давление в резервуаре может повышаться в результате повышения температуры наружного воздуха или под влиянием нагрева солнечными лучами.

При испытании сжатым воздухом сварные соединения кровли снаружи смачивают мыльным раствором или другим пенным индикатором.

Примечания: 1. Контроль швов кровли в зимних условиях рекомендуется проводить керосиновой пробой.

2. В резервуарах повышенного давления конструкций (типа ДИСИ и «Гибрид») в процессе испытания герметичности кровли на избыточное давление необходимо при достижении эксплуатационного давления проявлять осторожность (медленно повышать давление) во избежание потери устойчивости торцовой части.

3.10.12.    Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской, удаляют на длину дефектного места плюс 15 мм с каждого конца и заваривают вновь.

Исправленные дефекты в сварных соединениях должны быть вновь подвергнуты повторному контролю на герметичность. Исправлять одно и то же дефектное место разрешается не более двух раз.

Примечания: 1. Исправление негерметичных сварных соединений зачеканкой запрещается.

2. Обнаруженные дефекты в сварных соединениях кровли резервуара (неповышенного давления) устраняют повторной подваркой без удаления дефектных участков.

3.10.13.    Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса и 50 % соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) резервуаров

-3

вместимостью 2000 м3 и более подвергаются контролю просвечиванием (рентгено- или радиографированием). Оценка качества сварных соединений по данным просвечивания осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. Швы сварных соединений. Методы контроля просвечиванием проникающими излучениями.

Примечания: 1. Просвечивание осуществляется до гидравлического испытания резервуара.

2.    Допускается контроль швов ультразвуковым методом с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест.

3.    В резервуарах вместимостью до 1000 м3 с разрешения главного инженера предприятия допускается контроль качества сварных швов керосином.

4.    Сварные соединения двух нижних поясов стенки резервуаров вместимостью 2000 м3 и более, изготовленных из кипящей стали, после среднего или капитального ремонта должны подвергаться 100 %-ному контролю просвечиванием.

3.10.14.    Если при просвечивании будут обнаружены недопустимые дефекты, то необходимо выявить границы дефектного участка путем дополнительного контроля вблизи мест с выявленными дефектами. Если при дополнительном контроле будут также обнаружены недопустимые дефекты, то контролю подвергаются все сварные соединения.

Выявленные дефектные сварные соединения или их участки должны быть исправлены и вновь проварены.

3.10.15.    Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания, днища, окрайков, стенки, покрытия и анкерных устройств (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов стенки) посредством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соответствующего избыточного давления и вакуума в соответствии с требованиям СНиП III-18-75 Инструкции по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81 ММСС СССР.

3.10.16.    B процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах (в стыковых соединениях стенки,

сопряжении стенки с днищем и других ответственных соединениях).

Если в процессе испытания по истечении 24 ч на поверхности стенки резервуара или по краям днища не появятся течи и если уровень не будет снижаться, то резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание.

3.10.17.    После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

3.10.18.    Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при наполнении его до расчетного уровня проводят по отвесу, геодезическими и другими способами.

3.10.19.    Качество ремонта металлического понтона (плавающей крыши) и уплотняющего затвора проверяют путем подъема и опускания понтона при заполнении резервуара водой.

При подъеме и опускании понтона (плавающей крыши) ведется контроль за работой уплотняющего затвора с целью выявления возможного заклинивания, неплотного прилегания, перекосов и неплавного его хода.

Места дефектов фиксируют и устраняют.

3.10.20.    После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые согласно СНиП III-18-75, испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию.

3.10.21.    Резервуар принимают в эксплуатацию после среднего и капитального ремонтов (при выполнении работы подрядной организацией) комиссией с участием представителей от организаций, эксплуатирующих резервуар и осуществляющих ремонт, назначаемой вышестоящей организацией.

При выполнении работ силами предприятия комиссия назначается руководством этого предприятия.

3.10.22.    Резервуар после ремонтных работ принимают на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте.

В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:

а)    дефектная ведомость (при нескольких дефектах);

б)    чертежи, необходимые при ремонте;

в)    проект производства работ по ремонту резервуара (ППР) или технологическая карта ремонта отдельных мест или узлов;

г)    документы (сертификаты и другие документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, примененных при ремонте;

д)    акты приемки основания и гидроизолирующего слоя;

е) копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

ж)    акты испытания сварных соединений днища, стенки, кровли, понтона (плавающей крыши) на герметичность;

з)    заключения по качеству сварных соединений стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;

и)    журнал проведения ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы, указывающие атмосферные условия в период ремонта;

к) документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР, если при ремонте такие отклонения были допущены;

л) результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и самого днища; результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений;

м) результаты измерений местных отклонений кровли (для резервуаров повышенного давления);

н) результаты измерений зазоров между стенкой и понтоном (при замене элементов стенки и коробов понтона);

о) результаты измерений вертикальности установки направляющих понтона (плавающей крыши);

п) акт на устройство антикоррозионного покрытия анкерные болтов в случае их ремонта;

р) документы, подтверждающие марку бетона, примененного для ремонта железобетонных плит фундаментов противовеса;

с) акт на послойное трамбование грунта над плитами-противовесами; т) акт опробования оборудования (клапанов, задвижек и т.п.);

у) градуировочная таблица после ремонта резервуара, связанного с изменением его объема; ф) акт проверки омического сопротивления заземления.

3.10.23. Комиссией составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы.

Акт на приемку резервуара утверждает директор (главный инженер) предприятия, эксплуатирующего резервуар.

Документация на приемку и выполненные работы по ремонту резервуара хранится вместе с паспортом.

4. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ

Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах распространяются на все случаи устранения дефектов (трещин, непроваров, вмятин и т. п.), обнаруженных в период их эксплуатации.

Карты являются иллюстрированным дополнением общих указаний, приведенных в настоящем Руководстве.

В картах приведены наиболее часто встречающиеся случаи образования дефектов в конструкциях металлических резервуаров и даны примеры устранения этих дефектов.

Трещины и другие дефекты, обнаруженные не в сварных соединениях, а в околошовной зоне, должны быть устранены аналогично методам, приведенным в указанных картах.

Дефекты, возникающие в конструкциях резервуаров, не предусмотренные настоящими картами, должны устраняться по отдельным решениям с разработкой технологии применительно к изложенным в картах случаям.

Дефекты в конструкциях могут устраняться организацией, проводящей ремонтные работы, по специально разработанной и согласованной с заказчиком технологии.

4.1. Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 4.1.1

Дефект

Неравномерная осадка основания резервуара А, превышающая допуски и вызывающая неравномерную осадку резервуара.

Метод исправления I

1.    На участке осадки резервуара приваривают через 2,5 - 3 м ребра жесткости Б на расстоянии 0,4 м от днища. Сварной шов 8*100 мм через 1500 мм.

2.    Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Резервуар поднимают выше осадки на 40 - 60 мм.

3.    Подбирают грунтовую смесь (супесчаный грунт, пропитанный битумом).

4.    Резервуар опускают на основание. Ребра удаляют.

5.    Смеси подбивают трамбовками: под днищем - вертикальными слоями, за пределами днища - горизонтальными слоями.

Откосы выполняют в соответствии с требованиями основного проекта.

Метод исправления II

1.    На участке осадки резервуара приваривают через 10 - 12 м в 2 - 3 местах патрубки Б из трубы диаметром 520 мм (толщиной 8 - 10 мм) на расстоянии

0,6 - 0,8 м от днища.

2.    С помощью трубоукладчика Q-60tc резервуар поднимается за один из патрубков на высоту, превышающую величину осадки на 40 - 60 мм.

3.    Подбивают грунтовую смесь с помощью специальных штанг-трамбовок.

4.    Резервуар опускают на основание. Патрубки удаляют.

Карта 4.1.2

Дефект

Зазоры между бетонным кольцом основания А и окрайками днища Б до 100 мм на значительном протяжении периметра корпуса резервуара В. Метод исправления

1.    Зазоры между бетонным кольцом и днищем утрамбовывают бетоном марки не ниже 100.

2.    При необходимости работы по восстановлению вертикальности стенки резервуара выполняют в соответствии с требованиями карты 4.1.1.

Карта 4.1.3

Дефект

Значительная равномерная осадка основания резервуара А, превышающая допуски в районах с недостаточно устойчивыми грунтами.

А

Метод исправления

1.    Вокруг резервуара на расстоянии 1 м от него устраивают монолитное бетонное (бутобетонное) кольцо Б. Верх кольца должен быть ниже основания не менее чем на 50 мм.

2.    Отмостки В устраивают по требованиям основного проекта.

3.    Подводящие трубопроводы должны обеспечить возможность осадки за счет гибких вставок или компенсирующих устройств.



Метод исправления

1.    В днище резервуара Б на участке пустоты вырезают отверстие В диаметром 200 - 250 мм для подбивки грунтовой смеси Г.

В зависимости от площади просадки основания, а также удобства подбивки при необходимости вырезают дополнительные отверстия.

2. Пустоту засыпают грунтовой смесью Г (супесчаным грунтом, пропитанным битумом) и уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой вручную.

3.    Вырезанное в днище отверстие закрывают круглой накладкой Д диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара.

4.    Накладку с днищем сваривают по всему контуру плотным швом.

Примечание. В случае пропитки основания в зоне дефектного места нефтепродуктом допускается выемка гидрофобного грунта в указанной зоне глубиной 200 - 250 мм с последующей засыпкой и уплотнением сухим песком в соответствии с требованиями п. 9 Руководства.

А Б

Б В Г Д

Нет рисунка Карта 4.1.5

Дефект

Днище резервуара А не просело, а основание Б частично осыпалось. Между днищем и основанием образовался зазор.

Метод исправления

1.    На разрушенном участке подбивают грунтовую смесь пневмотрамбовкой или вручную (супесчаный грунт, пропитанный битумом).

2.    За пределами резервуара укладывают слой песчаного грунта В, а сверх него утрамбовывают изолирующий слой.

3.    Откосы основания Г выполняют согласно проекту.

Примечание. При ведении ремонтных работ в зимних условиях смесь для изолирующего слоя перед укладкой необходимо подогревать до 50 - 60 °С.

Карта 4.1.6

Дефект

Значительная равномерная просадка стенки резервуара по всему периметру до 250 мм с резким перегибом окрайки днища на расстоянии до 500 мм от стенки; сварные соединения днища не нарушены.

Метод исправления

1.    На отдельных участках стенки резервуара на расстоянии 0,4 м от днища приваривают через 2,5 - 3 м по периметру ребра жесткости (см. карту 4.1.1).

2.    Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Участок стенки поднимают выше просадки на 50 мм.

3.    Распускают сварные соединения приварки окраек к центральной части днища и стенки резервуара. Окрайки разрезают на отдельные участки и удаляют из резервуара.

4.    Укладывают слой гидрофобного грунта до проектной отметки основания и уплотняют трамбовкой.

5.    Подводят под стенку окрайки днища с технологической подкладкой. Окрайки между собой сваривают встык, поджимают к стенке и приваривают двусторонним тавровым швом.

6.    Сваривают внахлест окрайки с центральной частью днища.

7.    Стенку опускают на основание, снимают домкраты и удаляют ребра жесткости.

8.    Все сварные соединения проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

58S

4.2. Карты ремонта днищ стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 4.2.1

Дефект

Продольная трещина А в сварном стыковом соединении окрайки днища, не доходящая до уторного уголка Б; в резервуарах без уторного уголка - до корпуса В. Остальное выполнено качественно.



Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины и конец ее Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

3.    Сварку дефектного места осуществляют на технологической подкладке Д в два слоя или более от засверловки до наружного края окрайки с обязательным выводом шва на технологическую подкладку.

4.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.

4-

jl*l/--


8


Карта 4. 2. 2

Дефект

Радиальная трещина А длиной не более 100 мм в окрайке днища Б, не доходящая до уторного уголка В или стенки Г снаружи или внутри резервуара.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место трещины и концы ее Д засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

3. Сварку дефектных мест осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более. Направление сварки указано стрелками, при сварке трещины на наружной части окрайки днища последовательность сварки принимается по карте 4.2.1.

4.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.

Карта 4.2.3

Дефект

Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной окрайки днища Б, не имеющей остающейся технологической подкладки. Трещина дошла до упорного уголка В или прошла под горизонтальной полкой, или вышла на горизонтальную полку уторного уголка и прошла под стенку Г резервуара, но не вышла на основной металл днища.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, вырезают уторный уголок длиной 500 мм (по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины).

2.    Выявляют границу трещины и конец ее Д засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места окрайки осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны.

5.    Приваривают стенку к сегментным окрайкам днища в месте вырезки уторного уголка.

6.    Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментным окрайкам днища герметичным швом. Направление и очередность сварки оказаны стрелками и цифрами.

7.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.

Дефект

Карта 4. 2. 4


I

Si


Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной окрайки днища Б, не имеющем технологической подкладки. Трещина прошла под уторный уголок В и стенкой резервуара Г вовнутрь и распространилась на основной металл днища Д.

Л Г

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, вырезают уторный уголок длиной 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Выявляют границы трещины и конец ее Е засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места осуществляют на технологической подкладке Ж в два слоя и более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны.

5.    Приваривают стенку к сегментной окрайке днища в месте вырезки уторного уголка.

6.    Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментным окраинам днища. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.

7.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.

Карта 4.2.5

Дефект

То же, что и на карте 4.2.4, при сварке сегментных окрайков днища на остающихся технологических подкладках.

t V tf

в г

Метод исправления

1. То же, что и в карте 4.2.4, со следующими дополнительными операциями:

а)    после разделки кромок трещины (п. 3) на расстоянии 150 мм от засверленного отверстия вырезают в листе днища круглое отверстие диаметром 100 мм;

б)    через вырезанное отверстие подводят дополнительную технологическую планку И;

в)    сварку выполняют по пп.4, 5, 6 карты 4.2.4;

г)    на круглое отверстие в днище подгоняют внахлест круглую кладку К толщиной, равной толщине листа, и диаметром 200 мм и приваривают по всему контуру швом с катетом 4 - 5 мм.

Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.

Карта 4.2.6

Дефект I

Поперечная трещина А в сварном стыковом соединении окраек днища Б, распространившаяся на основной металл окраек.

к

Дефект II

Трещина А по основному металлу окрайки днища Б внутри или снаружи резервуара.

Метод исправления

1. Расчищают дефектное место, устанавливают границы вырезаемого участка: ширина не менее длины трещины плюс 500 мм, а длина - по ширине окраек.

2.    Вырезают уторный уголок на длине не менее 1500 мм симметрично в обе стороны от границы вырезаемого участка.

3.    Выплавляют нахлесточное соединение приварки днища к окрайкам 3 и угловой шов приварки стенки к окрайкам 4.

4.    Приподнимают участок днища в месте нахлесточного шва 3.

5.    Вырезают дефектный участок окраек днища.

6.    Взамен вырезанного участка подгоняют встык вставку с зазорами 3 ± 1 мм.

7.    Сварку вставки осуществляют в два слоя или более на технологических подкладках. Очередность и направление сварки указаны стрелками и цифрами. Сварные соединения 2, 3, 5выполняют по аналогии с требованиями карты 4.2.3, пп. 4, 5, 6.

8.    Видимые концы технологических подкладок обрезают.

Карта 4.2.7

Дефект

Продольная трещина в сварном стыковом соединении или нахлесточном соединении полотнища днища с выходом А или без выхода Б на основной металл. Аналогичные трещины в местах пересечения соединений.

Метод исправления

1. Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с последующей их сваркой.

3.    Подгоняют к полотнищу днища в нахлестку накладку В толщиной не менее толщины днища резервуара и размером, превышающим длину трещины не менее чем на 250 мм. Края накладки должны иметь закругления радиусом не менее 50 мм.

4.    Сварку накладки с днищем осуществляют по всему контуру швом с катетом не более 4 - 5 мм.

Карта 4.2.8

Дефект

Выпучина или хлопун А высотой более 200 мм на площади более 3 м2 с плавным переходом на днище резервуара.

Метод исправления

1.    В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б диаметром 200 - 500 мм в зависимости от площади хлопуна и удобства подбивки грунтовой смеси Г. В необходимых случаях вырезают дополнительное отверстие.

2. Пазуху засыпают грунтовой смесью Г (супесчаный грунт, пропитанный битумом), уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой или трамбовкой вручную.

3.    Подгоняют круглую накладку В диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара.

4.    Сварку накладки с днищем выполняют по всему контуру швом с катетом не более 4 - 5 мм.

Г В Б

Карта 4.2.9

Дефект

Выпучина или хлопун А высотой более 200 мм, площадью более 3 м2 сложной конфигурации или вытянутой формы в одном направлении с плавным переходом на днище резервуара.

А    А

Метод исправления

1.    Выявляют границы дефектного участка А и намечают линию разреза Б.

2.    По концам линии разреза вырезают круглые отверстия В диаметром не более 100 мм.

3.    Разрезают (вырезают) полотнище днища по намеченной линии.

4.    Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию. Максимальная высота хлопуна или выпучины должна быть не более 100 мм после поджатия.

5.    Подгоняют по месту разреза полосовую накладку Г с нахлестом не менее 30 - 40 мм от краев разреза (выреза).

6.    В случае нескольких разрезов, выходящих из одного отверстия, под него подводят подкладку Д толщиной не менее 5 мм.

7.    Сварку накладки и подкладки осуществляют по всему контуру швом с катетом не более 4 - 5 мм.

БАЗ

В Г Б А

Карта 4.2.10

Дефект

Выпучина - складка на днище с резкими перегибами и изломами.

Метод исправления

1.    Выявляют границы дефектного участка, подлежащего удалению, в зависимости от конкретных размеров дефекта.

2.    Распускают сварные швы в районе выпучины и удаляют деформированные листы.

3.    В случае необходимости исправляют гидроизолирующий слой.

4.    Удаленные листы заменяют новыми и подгоняют с листами полотнища днища внахлестку по коротким и длинным кромкам.

5.    Сварку выполняют герметичными швами с катетом не более 5 мм. Направление и последовательность сварки показаны стрелками и цифрами.

Карта 4.2.11

Дефект

Центральная опорная стойка поднялась и вырвала часть днища. Основание пропитано нефтепродуктом.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, устанавливают и размечают границу дефектного участка днища, подлежащего удалению.

2.    Высверливают по разметке ручной дрелью (пневмозубилом) под слоем технического вазелина дефектное место.

3. Под днище подбивают глиняный замок, отстоящий от кромок дефектного места более чем на 200 мм. Толщина глиняного замка должна быть не менее 150 мм.

4.    Обрабатывают и зачищают от задиров кромки днища.

5.    Подгоняют внахлестку на 50 - 100 мм накладку из металла толщиной, равной толщине днища.

6.    Накладку сваривают с днищем.

7.    Герметичность сварных соединений отремонтированного участка проверяют вакуум-методом.

Карта 4. 2. 12

Дефект

Коррозионные повреждения площадью 1 м2 отдельных листов внутренней поверхности днища - группа раковин А, точечные углубления осповидного типа Б глубиной более 1,5 мм и сквозные отверстия В.

Метод исправления

Дефект устраняется по аналогии с требованиями карты 4.2.10.

л в в

Карта 4.2.13

Дефект

Днище резервуара прокорродировано полностью.

Метод исправления I

1.    Днище заменяют участками А.

2.    Последовательно на высоту не менее 200 мм отрезают стенку с участком окрайков и днище. Длина первого участка превышает последующие на 500 мм.

3.    Отрезанный участок вытягивают из резервуара, подводят окрайки Б с технологическими подкладками В.

4.    Сваривают окрайки между собой, вертикально устанавливают полосовую сталь Г с нахлестом 50 - 70 мм и приваривают двусторонним швом к окрайкам и нахлесточным швом к стенке резервуара.

5. После смены окрайков и участка стенки собирают днище Д и сваривают поперечные швы, затем продольные. Последовательность сварки указана на рисунке.

6.    В необходимых случаях ремонтируют изоляционный слой.

7.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

Метод исправления II

1.    В первом поясе стенки вырезают монтажное «окно» 2000* 1500 мм.

2. На существующее днище укладывают слой гидрофобного грунта А не менее 50 мм, выравнивают грунт по проектному уклону, уплотняют трамбовками и нивелируют.

3.    Собирают внахлест и сваривают полотно днища 5. При этом сначала сваривают листы по коротким, затем по длинным кромкам. Сварку ведут от центра к краям листа в два слоя.

4.    В стенке последовательно прорезают окна и вставляют окрайки днища В с технологической подкладкой Г на прихватках. Окрайки между собой сваривают встык, поджимают к стенке и приваривают двумя тавровыми швами.

5.    Сваривают внахлест кольцо окрайки с полотнищем днища и заваривают окно стенки (см. карту 4.3.3).

6.    Направление и последовательность указаны стрелками и цифрами.

7.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара наливом воды до расчетного уровня.

Карта 4.2.14

Дефект

Коррозионные повреждения отдельных листов внутренней поверхности днища клепаного резервуара на значительной площади (группы раковин, точечные углубления осповидного типа и сквозные отверстия).

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу дефектного участка.

2.    Группу раковин Б, удаленных от заклепочных полей, перекрывают листом толщиной 4 мм и сваривают по контуру.

Примечание. Углы листа закругляют, в средней части сверлят отверстие диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта (пробки) В.

3.    Группу точечных углублений А, расположенных у заклепочных полей, исправляют в соответствии с требованиями п. 2 с дополнительной подгонкой в

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту    Стр. 112 из 182

один уровень подкладок Г, привариваемых герметичным швом к днищу и к листу.

Примечание. До сварки клепаных днищ с новыми элементами металл днища проверяют на свариваемость.

Карта 4.2.15

Дефект

Днище клепаного резервуара прокорродировано полностью.

Метод исправления

1.    В стенке резервуара последовательно размечают и вырезают окна А высотой 200 мм и длиной 3 м вместе с уторным уголком.

2.    В резервуар подают гидрофобный грунт Б, разравнивают и уплотняют по всей площади днища (толщиной 50 мм).

3.    На гидрофобный слой укладывают листы нового днища. Листы нового днища сваривают внахлест в соответствии с требованиями карты 4.2.12.

4.    В местах заклепочных вертикальных соединений стенки на высоту 100 мм от верха окна головки заклепок срубают, а заклепки высверливают. Диаметр сверла принимают больше на 1 - 2 мм диаметра заклепки.

5.    Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку В толщиной, равной толщине листа первого пояса.

6.    Накладки сваривают между собой встык, в местах отверстий их просверливают. В высверленные отверстия устанавливают смазанные синтетической смолой чистые болты из стали марки Ст35 и Ст40.

7.    После сварки полосовой стали со стенкой в зоне заклепочного соединения болты затягивают.

8.    По окончании всех работ болты проверяют на герметичность.

Дефект

Трещина А в сварном шве окрайки Б днища с выходом на основной металл. Стенка В клепаная с уторным уголком Г.


Карта 4.2.16


Б В Г



Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, устанавливают границы трещины А.

2.    Конец трещина засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Изготавливают и подгоняют штампованный или сварной компенсатор Д.

4.    Вырезают и удаляют участок окрайки Е внутри резервуара.

5.    Устанавливают компенсатор Д и обваривают по контуру Ж.

6.    По окончании работ сварное соединение проверяют на герметичность.

4.3. Карты ремонта стенки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 4.3.1

Дефект

Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б, распространившегося на основной металл листа первого пояса стенки резервуара В на длину не более 100 мм.

Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Выявляют границы трещины и концы ее Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места ведут с двух сторон.

5.    Сваривают стенку В резервуара в месте выреза уторного уголка Б с окрайкой днища Д тавровым швом.

6.    Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайку днища Д. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

Карта 4. 3. 2

Дефект

Трещина А по стыковому соединению окрайка днища Б, распространившаяся внутрь резервуара с выходом на основной металл первого пояса стенки В длиной не более 100 мм.

Б

Метод исправления

1.    Дефект в сварном соединении окрайки и на днище исправляют по аналогии с требованиями карт 4.2.3 - 4.2.5.

2.    Затем исправляют дефект на стенке резервуара. Разделенные кромки сваривают с двух сторон за два прохода или более.

Карта 4. 3. 3

Дефект 1

Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б, распространившаяся на основной металл листа первого пояса стенки В резервуара на длину более 100 мм.

Дефект II

Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов первого пояса стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину более 150 мм.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины, засверливают сверлом диаметром 8 мм и вырезают уторный уголок Б длиной не менее 1500 мм в обе стороны от трещины.

2.    Вырезают дефектный участок листа первого пояса стенки резервуара В шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса.

3.    Распускают сварные горизонтальные швы между первым В и вторым Г поясами стенки в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

4.    Разделывают кромки листа первого пояса и вставки Д, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон.

5.    Сваривают лист первого пояса и вставку в месте выреза уторного уголка с окрайкой днища Б с двух сторон.

6.    Приваривают торцы уторного уголка к стенке и окрайке днища. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

7.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

Карта 4.3.4

Дефект

Поперечная трещина А по стыковому сварному шву вертикального стыка стенки Б резервуара, распространившаяся на основной металл.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины, засверливают ее сверлом диаметром 8 мм и вырезают дефектный участок листа стенки Б резервуара на всю высоту пояса шириной по 250 мм от конца трещины, но не менее 1000 мм.

2.    Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б резервуара в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Разделывают кромки листа пояса и вставки В, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом.

4.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

5.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом поды до расчетного уровня.

Карта 4.3.5

Дефект

Продольные трещины А или одна трещина в пересечении сварных соединений стенки Б резервуара.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засвёрливают сверлим диаметром 8 мм и вырезают отверстие в стенке Б резервуара диаметром, равным длине трещины плюс 500 мм с центром в точке пересечения сварных швов.

2.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке подгоняют внахлестку накладку В диаметром более отверстия на 150 мм и толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Сварку накладки со стенкой выполняют сплошными швами сначала с наружной 1, а затем с внутренней стороны 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

Карта 4.3.6

Дефект

Продольная трещина А в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара, начинающаяся вблизи горизонтального шва и распространившаяся на длину не более 150 мм.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 1 - 2 мм.

Дефектное место сваривают с двух сторон.

Карта 4.3.7

Дефект I

Продольная трещина А в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва и распространившаяся на длину NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:32:32

более 150 мм.

Дефект II

Трещина А по основному металлу листа стенки Б резервуара вблизи вертикального и горизонтального швов или вблизи горизонтального шва.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм, вырезают дефектный участок листа шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса стенки Б резервуара.

2.    Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Разделывают кромки листа пояса и вставки В; вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

4.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

5.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара наливом воды до расчетного уровня.

В

6


*

Карта 4.3.8

Дефект

Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов пояса стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину не более 150 мм.

Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок В длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между стенками 2 ± 1 мм.

4.    Сваривают дефектный лист с двух сторон 1.

5.    Приваривают стенку резервуара в месте выреза уторного уголка к окрайку Д днища швами 2, 3.

6.    Приваривают торцы уторного уголка В к окрайку днища и стенке резервуара швами 4, 5. Направление и последовательность сварки указаны стрелками

и цифрами.

Карта 4.3.9

Дефект I

Трещина А по основному металлу первого пояса стенки Б резервуара, идущая от сварного шва воротника В люка-лаза Г, или трещина в сварном шве воротника на приемо-раздаточном патрубке с выходом на основной металл первого пояса.

Дефект II

Трещина или непровар А глубиной до 3 мм в продольном стыковом соединении патрубка люка-лаза Б, идущая вдоль сварного шва и входящая под воротник.

8 А

Метод исправления

1.    Вырезают дефектный участок с трещиной листа первого пояса стенки Б резервуара симметрично в обе стороны от оси люка-лаза или приемораздаточного патрубка шириной не менее 2000 мм на всю высоту пояса.

2.    Распускают сварные горизонтальные швы в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Заготовляют вставку по размеру вырезанного участка и в нее вваривают люк-лаз или патрубок.

4.    Разделывают кромки стыковых соединений листа и вставки Д, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

5.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

6.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

Карта 4. 3. 10

Дефект I

Поперечная трещин А в сварных швах стенки резервуара - сквозная или несквозная.

IF

Т


иШСки«(М(

J4 i

Дефект II

Продольная несквозная трещина длиной не более 150 мм, не выходящая на основной металл Б.

Метод исправления

1. Выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

3.    Сваривают дефектное место с двух сторон,

В Б

Карта 4.3.11

Дефект I

Многократная наварка А на участок сварного соединения и лист стенки Б резервуара в дефектном месте.

Дефект II

Коррозия А сварного шва, околошовной зоны, а также основного металла стенки Б на длине не более 500 мм.

Метод исправления I

1.    Вырезают дефектное место по кругу диаметром, большим длины дефекта на 100 мм (но не менее 300 мм).

2.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке Б подгоняют внахлестку накладку В диаметром, большим диаметра отверстия на 150 мм, и толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Сварка накладки В со стенкой Б осуществляется сплошными герметическими швами сначала с наружной стороны 1, а затем с внутренней 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

$ В 1 2

Метод исправления II

1.    Вырезают дефектное место.

2.    Изготовляют вставку В диаметром, равным диаметру вырезанного дефектного места, из металла толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки, прихватывают и сваривают с двух сторон в два-три слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

СН

Карта 4.3.12


Дефект

Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б длиной не более 250 мм в замыкающем вертикальном шве стенки резервуара, выполненном внахлест:

1)    в середине пояса;

2)    вблизи горизонтального шва.



Метод исправления

Первый случай

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и вырезают дефектное место радиусом 300 - 500 мм.

2.    Изготовляют вставку В из сегментов 1 и 2 толщиной, равной толщине листов стенки, путем сварки их между собой внахлестку с двух сторон.

3.    Производят V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки резервуара и сваривают с двух сторон в два-три слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не

Карта 4. 3. 13

Дефект

Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б в замыкающем вертикальном шве стенки резервуара, выполненном встык, в середине пояса или вблизи горизонтального шва, выполненного встык.

Длина трещины не более 250 мм.

Метод исправления

1. Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины и засверливают концы трещины сверлом диаметром 6 - 8 мм, вырезают дефектное место радиусом 300 - 500 мм.

2.    Изготовляют вставку В диаметром, равным диаметру вырезанного дефектного места, из металла толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки, прихватывают и сваривают с двух сторон.

Карта 4.3.14

Дефект

Несквозная трещина А длиной более 500 мм в вертикальном монтажном шве стенки Б резервуара, сваренном встык.

Метод исправления

То же, что и в картах 4.3.3; 4.3.4; 4.3.7, но с учетом того, что дефектный участок вырезают на высоту одного или нескольких поясов.

Карта 4.3.15

Дефект

Трещина А или отпотина Б в вертикальном сварном шве или в швах накладки стыкового вертикального соединения стенки резервуара В, выполненного с внутренней накладкой Г.

А А

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и концы его засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Срезают, внутреннюю накладку Г на всю высоту пояса.

3.    Трещину и отпотину устраняют по аналогии с требованиями карт 4.3.6 или 4.3.7.

4.    В случае устранения дефекта без вставки корень существующего сварного шва Д вырубают и заваривают на всю высоту пояса.

Карта 4.3.16

Дефект

Подрезы А основного металла стенки Б: резервуара глубиной до 1,5 мм в узле сопряжения с днищем В или катет шва менее проектного размера.

Метод исправления

1.    Участок подреза тщательно очищают металлической щеткой.

2.    Подрезы подваривают тонкими валиками Г электродами диаметром 3 мм в два - три прохода.

3.    После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

Карта 4.3.17

Дефект

Вертикальные сварные соединения стенки резервуара (в том числе монтажные) имеют недопустимые дефекты в виде непроваров, цепочек газовых пор и шлаковых включений.

Метод исправления

1. Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стенки и разделывают листы со скосом двух кромок (ГОСТ 5264-80).

Удаляют и разделывают кромки листов воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами. Удаление осуществляют с первого пояса и

далее по поясам.

2.    Очищают кромки листов от следов краски, шлака, брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном.

3.    Сваривают сварное соединение с двух сторон. Сначала сваривают основной шов, а затем - подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва вырезают до чистого металла армированными абразивными кругами и зачищают металлической щеткой. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

4.    Осуществляют контроль исправленных участков физическими методами.

Карта 4.3.18

Дефект

Горизонтальные наружные нахлесточные сварные соединения стенки резервуара, сваренные меловыми электродами, имеют недопустимо малые размеры, подрезы основного металла на значительной длине, свищи и отпотины.

С внутренней стороны листы соединены прерывистыми швами.

Метод исправления

1.    Тщательно очищают поверхность швов от следов краски, шлака, продуктов коррозии и брызг металла.

2.    Наружные горизонтальные нахлесточные швы подваривают с доведением их геометрических размеров и внешнего вида до требований ГОСТ 5264-80.

3.    Подрезы подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в два-три прохода. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно очищают от шлака.

4.    Внутренние горизонтальные нахлесточные соединения сваривают швом с переваркой старых прерывистых швов без их удаления.

Карта 4. 3. 19

Дефект

Сварные соединения стенки резервуара, сваренные меловыми электродами и имеющие с внутренней стороны накладки, имеют недопустимые дефекты в виде трещин, непроваров, цепочек газовых пор и шлаковых включений.

Метод исправления

1.    Полностью удаляют накладку с внутренней стороны резервуара. Накладку удаляют газовой резкой, воздушно-дуговой резкой или армированными кругами. Удаление осуществляют с первого пояса и далее по поясам.

Приступать к удалению накладок очередного пояса разрешается только после полного завершения сварочных работ на предыдущем поясе. При удалении накладок подрезы или прожоги основного металла стенки не допускаются.

2.    Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стенки и разделывают листы со скосом двух кромок (ГОСТ 5264-80). Удаление и разделка кромок листов осуществляются воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами.

3.    Очищают кромки листов от следов краски, шлака, брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном.

4.    Сваривают соединение с двух сторон: сначала основной шов, а затем - подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва вырезают до чистого металла армированными абразивными кругами и зачищают металлической щеткой. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

5.    Осуществляют контроль исправленных участков физическими методами.

Карта 4.3.20

Дефект

Коррозия на отдельных участках или по всей длине вертикальных и горизонтальных сварных соединений внутренней поверхности стенки резервуара. Характер коррозии - точечные углубления осповидного типа и группы раковин глубиной от 2 до 3 мм, переходящие в сплошные полосы.

Метод исправления

1. Участок коррозии тщательно зачищают абразивным инструментом на длину более 100 мм в обе стороны от дефектного места.

2.    Дефектный участок подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в два-три прохода.

3.    После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

4.    Выполняется 100 %-ный контроль отремонтированного участка сварного соединения.

Карта 4.3.21

Дефект

Коррозия внутренней поверхности первого пояса стенки резервуара на значительной длине в зоне примыкания к днищу.

Характер коррозии - группы раковин глубиной до 1,5 - 2 мм, переходящих в сплошные полосы, а также точечные углубления осповидного типа.

-

А

Метод исправления

1.    Дефектные места стенки резервуара заменяют последовательно отдельными участками.

2.    Размечают границы участков А высотой более дефектной зоны на 100 мм и длиной до 3000 мм.

3.    Вырезают дефектные места вначале у днища, затем по границе участка на стенке.

4.    Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку Б толщиной, равной толщине листа первого пояса стенки.

5.    Накладки сваривают между собой встык, а со стенкой - внахлёстку.

6.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

&



-vT-n^

А

t

Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного участка и выполняют разметку удаляемой зоны стенки.

2.    Вырезают отверстие В прямоугольной формы с закругленными краями.

3.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке Б подгоняют внахлестку накладку В с размерами, на 150 мм большими ширины и длины отверстия, и толщиной, равной толщине стенки.

4.    Сварка накладки В со стенкой Б осуществляется сплошными герметичными швами сначала с наружной стороны 1, а затем с внутренней 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

^ 1 11—>

Метод исправления

1.    Размечают дефектный участок стенки.

2.    Разрезают верхний пояс вертикальными резами по разметочным линиям. Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от вертикальных резов на 500 мм.

3.    Удаляют обвязочный уголок длиной L + 1000 мм и дефектный участок верхнего пояса стенки.

4.    Подгоняют вставку В стенки Б и сваривают стыковыми швами со стенкой с двух сторон.

5.    Подгоняют и приваривают вставку Г обвязочного уголка.

6.    Последовательность сварки указана цифрами.

Карта 4. 3. 24

Дефект

Замена стенки резервуара без разрушения днища и перекрытия.

Метод исправления

Ремонт стенки осуществляется при помощи специальных монтажных стоек, поддомкрачивающих стенку резервуара. Стойки устанавливают снаружи резервуара в количестве 8 - 10 штук в зависимости от объема резервуара и приваривают к листам верхнего пояса около ферм (балок перекрытия).

Допускается также замена стенки резервуара последовательными участками с перемещением монтажных стоек после подведения нового участка и его сварки.

Карта 4.3.25

Дефект

Одиночная выпучина А в стенке Б резервуара в листах верхнего и смежного с ним поясов, превышающая допустимые размеры и имеющая резкие перегибы металла.

Метод исправления

1.    Вырезают верхний обвязочный уголок В длиной на 1000 мм больше размера выпучины.

2.    Вырезают в поясах стенки дефектные листы в районе выпучины.

3.    Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от вырезанных дефектных мест по 500 мм.

4.    Подгоняют вставки Г встык и внахлестку и сваривают с двух сторон. Сначала выполняют сварку стыковых, а затем нахлесточных швов.

5.    Подгоняют вставку обвязочного уголка со стенкой и уголком и приваривают. Последовательность сварки указана цифрами.

Примечание. Пунктиром указан контур удаленной выпучины.

Карта 4. 3. 26

Дефект

Горизонтальный гофр А в листе стенки Б резервуара, выходящий за пределы допусков.

Метод исправления

1.    Вырезают лист с гофром.

2.    Распускают горизонтальные швы в прилегающих листах на длину не менее 500 мм в каждую сторону.

3.    Взамен вырезанного подгоняют и прихватывают новый лист встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки резервуара.

4.    Новый лист сваривают обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм. Последовательность сварки указана цифрами.

Карта 4.3.27

Дефект

Коробление двух верхних поясов стенки резервуара, распространившееся на значительную площадь.

Метод исправления

1.    Через люк-лаз протаскивают в резервуар две специальные разъемные стойки.

2. Стойки собирают и устанавливают под две рядом стоящие фермы (балки) в районе устранения дефектов. Стойки укрепляют на днище и поддомкрачивают фермы (балки щитов) покрытия.

3.    Вырезают деформированные листы, подгоняют и прихватывают новые листы встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки и сваривают.

4. Стойку переставляют под следующую ферму (балку щитов) и поддомкрачивают.

5.    То же, что и в п. 3. Дальнейшее устранение дефекта осуществляется в той же последовательности.

Карта 4.3.28

Дефект

Одиночная вмятина А в верхних поясах стенки Б резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур. Резервуар не имеет понтона.

*

Метод исправления

1.    В центре вмятины приваривают прерывистым швом круглую накладку В диаметром 120 - 150 мм из стали толщиной 5 - 6 мм с заранее приваренной серьгой Г.

2.    К серьге прикрепляют трос диаметром 12 - 13 мм и при помощи лебедки или трактора вмятину выправляют.

3. С внутренней стороны резервуара в месте вмятины устанавливают горизонтальную жесткость Д (одну или несколько) из уголка, заранее завальцованного по радиусу стенки длиной более вмятины на 250 - 300 мм в каждую сторону.

4.    Уголок приваривают прерывистым швом 4*100/300 мм.

5. После выправления тщательно осматривают металл вмятины. Если в последнем появились трещины, то весь лист заменяют по аналогии с требованиями карты 4.3.24.

Карта 4.3.29

Дефект

Одиночная вмятина А или выпучина Б в верхних поясах стенки В резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур.

Метод исправления

1.    С вогнутой стороны дефекта приваривают по вертикали накладки Г размером 150*150 мм и толщиной 5 - 6 мм с приваренными в центре шпильками Д с резьбой М22 - М26. Число накладок определяется по месту в зависимости от площади дефекта.

2.    На шпильки надевают обрезок швеллера Е длиной более дефекта на 1000 мм.

3.    С помощью гаек дефектное место выпрямляют и подтягивают к швеллеру. После исправления дефекта устанавливают контргайки.

4.    В резервуарах с понтонами выпучины исправляют согласно пп. 1, 2 и 3 с дополнительной установкой и приваркой наружного горизонтального ребра

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

жесткости Ж. Число ребер устанавливают по месту. Все натяжные приспособления с внутренней стороны резервуара снимают.

Карта 4.3.30

Дефект

Несколько вмятин на стенке резервуара.

Метод исправления

1.    Составляют карту вмятин и выбирают место постановки кольцевой жесткости с наружной стороны резервуара.

2.    В месте постановки кольца жесткости к стенке А приваривают консоли Б.

3.    На консоли укладывают элементы свальцованного по радиусу резервуара кольца жесткости В и сваривают между собой.

4.    Хлопуны и вмятины выправляют путем заполнения резервуара водой, в необходимых случаях дополнительно вытягивают домкратами, закрепленными с внешней стороны.

5.    Кольцо жесткости приваривают к консолям, концы консолей, выходящие за пределы кольца, обрезают.

Карта 4.3.31

Дефект

Местная выпучина или вмятина А на первом поясе стенки Б резервуара, возникшая в результате просадки подводящего трубопровода В. Величина дефекта превышает допустимые размеры.

Метод исправления

1.    Трубопровод отсоединяют.

2.    Выпучину или вмятину исправляют с помощью домкрата до допустимых размеров.

3.    Подводящий трубопровод обрезают, подгоняют и устанавливают дополнительную вставку Г.

Карта 4. 3. 32

Дефект

Отпотина или течь в вертикальном или горизонтальном заклепочном соединении вертикального цилиндрического клепаного резервуара.

-ф-

Метод исправления

1.    Выявляют границу отпотины или течи.

2.    Изготовляют и подгоняют по месту коробчатый элемент из швеллера А перекрывающий дефектное место или все вертикальное заклепочное соединение с наружной стороны стенки резервуара.

3.    В средней части швеллера сверлят отверстие Б диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта.

4.    Коробчатый элемент накладывают на дефектное место и обваривают по внешнему периметру швом В.

5.    Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом.

6.    В отверстие завертывают болт с прокладкой, обеспечивающей герметичность.

4.4. Карты ремонта покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 4. 4. 1

Дефект I

Отрыв поясов полуферм от стенки резервуара с разрывом металла стенки (а и б). Дефект II

То же, без разрыва металла стенки (б).

Метод исправления

1.    Выправить поврежденный участок стенки, приварив снаружи скобы и оттянув лебедкой до получения проектной формы (проверка шаблоном).

2.    Засверлить концы трещины (ось отверстия должна совпадать с осью трещины).

3.    Изготовить накладку Д, которая должна быть на 100 мм длиннее поврежденного участка и шириной не менее 150 мм, предварительно свальцевать на радиус стенки В резервуара.

4.    Накладку приварить к стенке В резервуара сплошным швом, разорванный участок стенки изнутри заварить.

5. Под стойку А полуфермы установить плотно подогнанный уголок Б с полкой, равной ширине стойки (высоте профиля, из которого она изготовлена) и длиной 300 - 400 мм. Уголок может быть заменен швеллером, имеющим такие же размеры.

6.    Уголок приваривают к стенке В и к опорной части стойки Г швами с катетом, равным наименьшей толщине свариваемого металла стенки.

7.    В том случае, когда разрыва стенки нет, пп. 2, 3 и 4 не выполняются.

Карта 4.4.2

Дефект

Полуфермы перекрытия резервуара оторвались в нижнем поясе среднего узла и провисли.

Метод исправления

1.    Вырезают кольцо В внутренним диаметром больше диаметра стойки Б на 20 мм; наружным диаметром, обеспечивающим опирание нижнего пояса ферм В на 200 мм, и толщиной, равной толщине кольца Г.

2.    Кольцо А подводят снизу и надевают на стойку Б, поджимают домкратом через монтажную стойку, устанавливаемую на днище резервуара.

3.    Кольцо А приваривают к кольцу Г швами Д и к полкам нижнего пояса В.

Примечание. Монтажная стойка может быть выполнена из отдельных секций и собрана внутри резервуара. Для обеспечения устойчивости монтажную стойку крепят к днищу расчалками (не менее 3 шт.).

Карта 4.4.3

Дефект

Потеря устойчивости (изгиб), разрушение элементов или узлов стропильных ферм.

Метод исправления

1. Разгружают аварийную ферму путем установки стоек или балок, прикрепляемых к соседним фермам, или другими способами.

2.    Подгоняют и заменяют элементы фермы новыми элементами, сечение которых принимают по проекту.

3.    Трещины в сварных соединениях узлов ферм исправляют путем вырубки всего шва и наложения нового шва сечением не менее проектного.

4.    Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением проектных швов.

Карта 4. 4. 4

Дефект

Отрыв листов кровли от обвязочного уголка или кольцевого ребра щитов перекрытия резервуара Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу дефектного участка.

2.    Удаляют участки кровли, имеющие надрывы, вытяжки, изломины и т.д.

3.    Подгоняют новые элементы покрытия и листы кровли.

4. Новые листы кровли, перекрывающие вырезанный дефектный участок, сваривают внахлестку с листами покрытия и обвязочным уголком или кольцевым ребром щита.

Метод исправления

1.    Проверяют заполнение трубчатой стойки А песком через вырезаемое отверстие в кровле.

2.    Радиальные ребра Г опорного кольца Б отрезают в зоне сопряжения со стойкой А.

3.    Под опору стойки подводят подкладку Д (при большом зазоре - катушку с торцевыми заглушками). Катушку заполняют песком.

4.    Подкладку (катушку) Д приваривают к опорной стойке швом Е.

5.    Радиальные ребра с помощью косынок Ж приваривают к стойке А и подкладке (катушке) Д.

6.    Опорное кольцо Б крепится к днищу согласно проекту.

7.    При полой стойке засыпают песок в отверстие в кровле заделывают.

Карта 4.4.6

Дефект

Местная потеря устойчивости (вмятины) торовой части кровли. Трещин в зонах прогиба нет.

Метод исправления

1.    Устанавливают границы вмятин торовой части.

2.    Подгоняют внахлестку накладку с закругленными углами толщиной, равной толщине металла торовой части.

3.    В средней части накладки сверлят отверстие диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта.

4.    Накладку по наружному контуру сваривают с кровлей.

5.    По окончании работ в отверстие устанавливают болт.

Карта 4.4.7

Дефект

Местная потеря устойчивости (вмятины) торовой части кровли, в зонах перегиба имеются трещины.

Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного места.

2.    Дефектное место вырезают и на его место подгоняют встык свальцованный элемент и сваривают.

3.    Толщина вставленного элемента должна быть равна толщине вырезанного.

4.    Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом.

Карта 4.4.8

Дефект

Кровля резервуара прокорродирована полностью (или частично). Несущие конструкции перекрытия не подлежат ремонту.

Метод исправления

1.    Выявляют дефектные участки кровли.

2.    Кровлю разрезают на секторы А.

3.    Вырезанные секторы опускают на землю при помощи крана или другого подъемного механизма.

4.    Поднимают новые листы на кровлю и собирают (подгоняют) внахлестку на прихватах.

5.    Сваривают листы между собой, начиная от центра кровли, сначала по коротким 1, а затем по длинным 2 кромкам. Последовательность сварки указана на рисунке.

6.    Приваривают кровлю к верхнему обвязочному уголку.

4.5. Карты ремонта понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 4.5.1

Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях короба понтона. Короб не имеет нижних сливных пробок.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют проветриванием при открытых верхних люках или искусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электровентиляторов.

2.    Осмотром устанавливают дефектные короба, заполняют их водой через контрольные пробки или фланцевые люки и промывают.

Допускается применение моющих растворов типа МЛ и др. Промывочную жидкость удаляют из коробов сифоном или насосом за пределы резервуара.

3.    Пространство между днищем и понтоном, между понтоном и кровлей резервуара, а также все короба пропаривают при открытых контрольных пробках (люках) всех коробов. Температура пропаривания внутри резервуара должна быть не более 70 °С.

4.    Дефектные места в резервуарах определяют созданием в них избыточного давления 1 кПа с одновременным промыливанием всех сварных швов.

5.    При необходимости в зоне дефектного короба снимают уплотняющий затвор.

6.    В днища коробов врезают нижние сливные пробки.

7.    Ремонт зафиксированных дефектных мест проводится по технологии устранения трещин или неплотностей в сварных швах.

8.    Для ремонта внутри короба допускается вырезка отверстия необходимого размера в верхнем листе не ближе 50 мм от стенки понтона газовой резкой. После ремонта указанное отверстие не закрывается.

9.    Испытание на герметичность отремонтированных дефектных мест и коробов проводится или вакуум-методом, или опрыскиванием керосином в соответствии с разделом 3.10 настоящего Руководства.

10.    Устанавливают ранее снятые секции уплотняющего затвора.

Карта 4.5.2

Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях короба понтона. Короб имеет нижние сливные пробки.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют проветриванием при открытых люках или искусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электровентиляторов.

2.    Осмотром устанавливают дефектные короба. Нефтепродукт сливают через нижние сливные пробки.

3.    Короба промывают жидкостью типа МЛ или другими моющими средствами или горячей водой.

4.    Промывочную жидкость удаляют из дефектных коробов через нижние сливные пробки за пределы резервуара.

5.    Все остальные операции по ремонту выполняют в соответствии с картой 4.5.1, за исключением п. 6.

Карта 4.5.3

Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях центральной части (мембране) понтона.

Метод исправления

1.    Нефтепродукт удаляют с центральной части понтона сифоном или насосом за пределы резервуара.

2.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1 - 3 карты 4.5.1.

3.    Вакуум-методом или опрыскиванием сварных соединений керосином выявляют и фиксируют все дефектные места.

4.    Дефекты исправляют по аналогии с требованиями технологии устранения неплотностей или трещин в сварных соединениях днища и стенки резервуара.

5.    После ремонта контролируют герметичность сварных соединений.

Карта 4.5.4

Дефект

Отдельные короба понтона не касаются кронштейнов и неподвижных опорных стоек.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1 - 3 карты 4.5.1.

2.    Измеряют зазоры между понтоном и опорной площадкой кронштейна или неподвижной опорной стойкой.

3.    При небольших зазорах (до 40 мм) на оголовок стойки или верхнюю полку кронштейна приваривают подкладку из листового металла.

4.    При больших зазорах (свыше 40 мм) на всю верхнюю полку кронштейна приваривают швеллер или двутавр требуемой высоты, а высоту опорной стойки регулируют выдвижением ее подвижной части.

Карта 4.5.5

Дефект

Верхние полки и подкосы кронштейнов погнуты: понтон наклонен в направлении этих кронштейнов.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1 - 3 карты 4.5.1.

2.    Понтон в зоне дефектных кронштейнов с помощью домкратов выравнивают и поднимают на высоту более проектной на 50 - 100 мм.

3.    Погнутые элементы опорных кронштейнов удаляют и заменяют новыми профилями в соответствии с проектом.

4.    Кронштейны выводят в проектное положение, на них устанавливают упорные штыри и понтон опускают в проектное положение.




Метод исправления

1. Резервуар и короба понтона дегазируют в соответствии с пп. 1 - 3 карты 4.5.1.


2.    Выявляют дефектные короба и неплотности сварных соединений коробов и центральной части понтона.

Примечание. В необходимых случаях подводят временные стойки, препятствующие дальнейшему оседанию понтона.

3.    Ремонт центральной части выполняют в соответствии с требованиями карты 4.5.3.

4.    Проверку герметичности сварных соединений всех коробов и центральной части осуществляют согласно требованиям раздела 3.10 настоящего Руководства.

5.    Ремонт коробов понтона выполняют в соответствии с требованиями карты 4.5.1.

6.    Резервуар заполняют водой до всплытия понтона.

7.    Понтон устанавливают на стойки и поворотные кронштейны.

8.    Воду из резервуара сливают и при необходимости производят ремонт стоек и кронштейнов.

Метод исправления


1.    Устанавливают границы В дефектных мест.

2.    Приваривают подкладки Г из швеллера № 18 - 20 длиной 150 - 200 мм.

3.    Приваривают стойки Д. Площадь сечения стоек не менее площади сечения направляющей трубы.

4.    По границам участка вырезают часть трубы Е и удаляют.

5.    Подгоняют вставку Ж из трубы и устанавливают на месте удаленной части Е.

6.    Трубу А и вставку Ж сваривают встык.

7.    Монтажные приспособления Г, Д срезают и места сварки зачищают.

Карта 4.5.8

Дефект

Понтон затонул и непригоден для дальнейшей эксплуатации.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1 - 3 карты 4.5.1.

2. В первом поясе стенки вырезают монтажное «окно», а в кровле резервуара - проем, размеры которых были бы достаточны для удаления частей понтона при его демонтаже и подачи монтажных элементов нового понтона.

3. Понтон разрезают на части, которые удаляют из резервуара через монтажное «окно» в стенке и проем в кровле. Для демонтажа частей понтона применяются тяговые (трактор, трубоукладчик, лебедка) и подъемные механизмы (кран, кран-укосина, установленный на кровле резервуара).

4.    Монтаж нового понтона осуществляют с использованием монтажного «окна» в стенке и проема в кровле резервуара в соответствии с ППР, разработанным специализированной организацией с учетом особенностей его конструкции (металлический, пластмассовый и т.п.).

5.    После завершения монтажа новой конструкции понтона монтажное «окно» в стенке и проем в кровле заваривают в соответствии с требованиями карт 4.3.4 и 4.4.8.

6. Сварные соединения, выполненные по п. 5, проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до

Дефект

Анкерный болт оборван ниже поверхности земли или разрушена железобетонная плита противовеса.

Метод исправления

1.    Отрывают в грунте колодец с обязательным креплением стен и устанавливают дефектное место анкера.

2.    Оборванный анкерный болт заменяют новым или ремонтируют его.

3.    Колодец заполняют бетоном марки не ниже 50 с послойным вибрированием. Допускается заполнение колодца песком с послойным трамбованием и смачиванием водой.

4.    При заполнении бетоном элементы крепления стен от обрушения извлекают.

5.    Анкерный болт закрепляют гайками за опорный столик.

Карта 4.6.2

Дефект

Анкерные болты не обеспечивают натяжения. Недостаточно резьбы для натяжения анкера (анкерный болт не оборван).

Метод исправления

1.    Уточняют величину недостающей нарезной часта анкера.

2.    Заготавливают подкладные шайбы или специальные втулки. Общая высота шайб или втулки должна превышать размер недостающей части резьбы болта (анкера).

3.    Под существующую шайбу подводят подкладные шайбы (втулки) и анкерный болт затягивают гайкой.

Карта 4.6.3

Дефект

Вертикальные ребра анкерного столика погнуты.

Метод исправления

1.    Изготавливают новые столики с усиленными вертикальными ребрами.

2.    Деформированные столики демонтируют и на их место устанавливают новые.

3.    Крепление столиков к стенке резервуара производят согласно проекту.

4.7. Карты ремонта горизонтальных сварных резервуаров

Карта 4.7.1

Дефект

Потеря устойчивости (изгиб) элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм с частью стенки (вмятина).

Метод исправления

1.    Удаляют дефектные элементы кольца жесткости или опорной диафрагмы.

2.    Выправляют (вырезают) вмятины на станке.

3.    Подгоняют и заменяют элементы кольца жесткости или опорной диафрагмы новыми элементами сечением на менее проектных.

4.    Трещины в сварных соединениях колец жесткости и опорных диафрагм исправляют путем вырубки всего шва и наложения нового сечением не меньше

проектного.

5.    Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением проектных швов.

6.    Подогнанные элементы кольца жесткости или опорных диафрагм устанавливают и сваривают между собой. Высоту швов принимают по проекту.

Карта 4.7.2

Дефект

Осадка одной из опор (резервуар установлен на две опоры).

Метод исправления

1.    Резервуар освобождают от нефтепродукта.

2.    Отсоединяют подводящие трубопроводы.

3.    У осевшей опоры резервуар поднимают (поддомкрачивают) выше проектной отметки и устанавливают на временную опору.

4.    На седло опоры укладывают слой бетона марки 100 (с учетом уклона) до требуемой высоты с выравниванием верхней части по шаблону.

5.    Бетон выдерживают до нарастания 70 % прочности.

6.    Резервуар устанавливают на опору и подсоединяют трубопроводы.

Примечание. Вместо бетона допускается укладка на седло опоры полосовых металлических подкладок.

Карта 4.7.3

Дефект

Осадка одной или нескольких опор (резервуар установлен на нескольких опорах).

Метод исправления

1.    Резервуар освобождают от нефтепродукта и выдерживают в течение 24 ч.

2.    На седле осевших опор подбивают бетон марки 100 и выдерживают до нарастания 70 % прочности бетона.

Примечание. Вместо бетона допускается установка на поверхность седла сплошных полосовые металлических подкладок.

Карта 4.7.4

Дефект

Отпотина А в сварном соединении в основном листе Б стенки или днища резервуара или цепочка пор В в сварном соединении.

?    А

—/—nI4 (j    t

шрш пш

Метод исправления

1.    Одиночную отпотину в стыковом соединении или основном листе высверливают и заваривают с двух сторон, в нахлесточном - вырубают (выплавляют) и заваривают.

2. Цепочку пор вырубают (выплавляют) более участка дефекта на 60 мм. Стыковые соединения сваривают с двух сторон, нахлесточные - с наружной стороны.

3.    Герметичность отремонтированных участков проверяют вакуум-методом или керосином.

т

ш



Карта 4.7.5

Дефект

Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном соединении стенки Б резервуара без выхода на основной металл.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины.

2.    Вырубают (выплавляют) участок сварного соединения больше дефектного места на 50 мм в каждую сторону.

3.    Сварку осуществляют с наружной стороны, при необходимости выполняют подварку внутренних прерывистых швов.

4.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 4.7.6

Дефект

Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном сварном соединении стенки резервуара с выходом на основной металл.

Метод исправления

1. Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины.

2.    Конец трещины на основном металле засверливают сверлом диаметром 6 мм. Участок сварного соединения вырубают (выплавляют) больше дефектного места на 50 мм в каждую сторону. На основном металле дефектный участок вырубают до засверленного отверстия с зазором между кромками 2 ± 1 мм.

3. Места нахлеста сваривают с наружной стороны, а на основном металле - с двух сторон. При необходимости осуществляют подварку внутренних прерывистых швов.

4.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 4.7.7

Дефект

Продольная трещина А (сквозная или несквозная) в стыковом сварном соединении стенки или днища резервуара с выходом или без выхода на основной металл Б или трещина в пересечении сварных соединений.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Дефектные участки шва между засверленными отверстиями вырубают (выплавляют) с зазором между кромками 2 ± 1 мм.

3.    Сварку выполняют с двух сторон электродами диаметром 3 - 4 мм или на технологической подкладке.

4.    Герметичность отремонтированных участков контролируют вакуум-методом, при помощи керосина или другими способами.

Карта 4.7.8

Дефект

Трещина А по стыку или основному металлу уторного уголка Б без выхода на основной металл с листа первого пояса стенки резервуара В и окрайку днища Г.

Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Осуществляют сварку стенки резервуара В в месте выреза с окрайкой днища Г тавровым швом.

3.    Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайке днища Г. Направление сварки указано стрелками.

Карта 4.7.9

Дефект

Потеря устойчивости обвязочного уголка в узле сопряжения стенки с днищем. Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного места.

2.    Вырезают обвязочный уголок А вместе с деформированными местами стенки Б и днища В размерами больше дефектного места.

3.    Подгоняют встык новый элемент Г обвязочного уголка и сваривают.

4.    Подгоняют встык новые вставки стенки и днища и сваривают с двух сторон.

5.    Вставки стенки приваривают к обвязочному уголку с двух сторон сплошными швами, днища - с наружной стороны сплошным швом, а с внутренней -прерывистым.

6.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.



А

Метод исправления дефекта с применением эпоксидных составов


1.    В зоне дефектного короба демонтируют уплотняющий затвор.

2.    Выявляют участки неплотных швов.

3.    Дефектные участки сварных соединений зачищают и подготавливают для нанесения эпоксидных составов.

4.    Шпателем или кистью наносят грунтовку на основе эпоксидной шпатлевки.

5.    После отвердения грунтовки (24 ч при температуре не ниже 18 °С) наносится два - три слоя шпатлевки толщиной до 2 мм каждый.

6.    Поверх шпатлевки после ее отвердения наносят два слоя лакокрасочного покрытия на основе ЭП-0010.

Примечание. Допускается наклейка на шпатлевку армирующей ткани.

Карта 4. 8. 2

Дефект

Отпотина или отверстие А в целом металле.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место А и уточняют его границы.

2.    Выбирают место для сверления отверстия.

3.    Сверлят отверстие Б диаметром 6 - 8 мм.

4.    Нарезают резьбу для постановки болта.

5.    Подгоняют бензостойкую прокладку В и по размерам прокладки выбирают стальную шайбу Г.

6.    Зачищают поверхность дефектного места.

7.    Наносят эпоксидный состав Д в соответствии с требованиями прил. 5.

8.    Устанавливают болт Е с шайбой Г и прокладкой В.

9.    Конструкцию накладки покрывают эпоксидным составом Д.

Карта 4.8.3

Дефект

Группы отпотин А или группа отверстий в целом металле.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место А и уточняют его границы.

2.    Намечают места для сверления отверстий.

3.    Сверлят отверстия сверлом диаметром 6 - 8 мм.

4.    Нарезают резьбу Б для постановки болтов.

5.    Подгоняют общую бензостойкую прокладку В с накладкой Е.

6.    Зачищают поверхность дефектного места А.

7.    Наносят эпоксидный состав Г.

8.    Устанавливают стальные болты Д с прокладкой В и накладкой Е.

9.    Конструкцию накладки покрывают эпоксидным составом.

Карта 4.8.4

Дефект

Группа отпотин, отверстий или отдельные отверстия или отпотины А в целом металле Б.

А Б В

Метод исправления

1.    Устанавливают дефектное место и его границы В.

2.    Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклотканевой накладки.

3.    Очищенную поверхность обезжиривают ацетоном. Площадь обезжиривания должна быть больше участка зачистки на 1 - 2 см.

4.    Наносят клеевой состав Ж. из эпоксидных смол толщиной не более 0,15 мм.

5.    Накладывают армирующую стеклоткань (бязь) Д.

6.    Поверхность Е армирующего слоя смазывают клеем.

7.    Накладывают второй армирующий слой Г с перекрытием первого слоя на 1 - 2 см.

8.    Конструкцию накладки плотно поджимают к основному металлу, выдавливают воздушные пузыри и выдерживают 48 ч при температуре 20 ± 5 °С.

9.    Герметичность контролируют вакуум-методом.

Карта 4.8.5

Дефект

Трещина в целом металле.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и устанавливают границу трещины.

2.    Засверливают концы трещины.

3.    Подготавливают место для ремонта и накладывают армирующую стеклоткань в соответствии с требованиями технологической карты 4.8.3 или 4.8.4.

4. До ремонта засверленные отверстия шпатлюют шпателем или кистью.

Карта 4.8.6

Дефект

Трещина или отпотина в сварном или заклепочном соединении.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и устанавливают границы его.

2.    Концы трещины засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклоткани.

4.    Очищенную поверхность обезжиривают ацетоном.

5.    Отверстия и неровности сварного или заклепочного соединения выравнивают шпатлевкой с помощью шпателя или кисти.

6.    Армирующую ткань накладывают в соответствии с требованиями карты 4.8.5 после 24-часовой выдержки шпатлевочного состава.

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ

ДЕЙСТВУЮЩИХ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ, СВЯЗАННЫХ С ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ И РЕМОНТОМ РЕЗЕРВУАРОВ

1.    ГОСТ 8.380-80 (СТ СЭВ 1053-78, СТ СЭВ 1972-79). Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50000 м3. Методы и средства поверки.

2.    ГОСТ 8.346-79 (СТ СЭВ 1972-79). Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.

3.    ГОСТ 1510-84 (СТ СЭВ 1415-78). Нефть и нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение.

4.    ГОСТ 14637-79 Прокат толстолистовой и широкополосный из углеродистой стали общего назначения.

5.    ГОСТ 19282-73. Сталь низколегированная толстолистовая и широкополосная универсальная.

6.    ГОСТ 19903-74. Сталь листовая горячекатаная.

7. ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов, категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов и внешней среды.

8.    ГОСТ 16350-80. Климат СССР. Районирование и статические параметры климатических факторов для технических целей.

9.    ГОСТ 23097-78. Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров. Клапаны дыхательные. Технические условия.

10.    ГОСТ. Оборудование вертикальных, цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов. Патрубки приемо-раздаточные.

11.    ГОСТ. Оборудование горизонтальных резервуаров для нефтепродуктов. Патрубок замерного люка.

12.    ГОСТ 5264-80. Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

13.    ГОСТ 8713-79. Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

14.    ГОСТ 14771-76. Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

15.    ГОСТ 27.401-84 (СТ СЭВ 4492-84). Надежность в технике. Порядок и методы контроля показателей надежности, установленных в нормативнотехнической документации. Общие требования.

16.    ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Отбор проб.

17.    ГОСТ 12.4.026-76. ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

18.    ГОСТ 12.4.011-75. ССБТ. Средства защиты работающих. Классификация.

19.    ГОСТ 380-71. Сталь углеродистая общего назначения. Марки и технические требования.

20.    ГОСТ 1050-74. Сталь углеродистая качественная конструкционная. Технические условия.

21.    ГОСТ 19282-73. Сталь низколегированная толстолистовая и широкополосная универсальная.

22.    ГОСТ 23570-79. Прокат из стали углеродистой, свариваемой для строительных металлических конструкций. Технические условия.

23.    ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение.

24.    ГОСТ 7512-82. Швы сварочных соединений. Методы контроля просвечиванием проникающими излучениями.

25.    ГОСТ 9454-78 (СТ СЭВ 472-77, СТ СЭВ 473-77). Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженной,    комнатной    и    повышенной

температурах.

26.    ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты.

27.    ГОСТ 2789-73 (СТ СЭВ 638-77). Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

28.    ГОСТ 14782-86 (СТ СЭВ 2857-81). Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые.

29.    ГОСТ 9.402-80. ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием.

30.    ГОСТ 21130-75 (СТ СЭВ 2308-80). Изделия электростатические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры.

31.    СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии.

32.    СНиП 3.02.01-83. Основания и фундаменты. Нормы проектирования.

33.    СНиП III-18-75, п. 4.3, гл. 18. Правила производства и приемки работ. Металлические конструкции.

34.    СНиП II-106-79, ч. 2, гл. 106. Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов.

35.    СНиП II-23-81. Стальные конструкции.

36.    СНиП III-23-76. Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. Правила производства и приемки работ.

37.    СНиП II-4-79. Нормы проектирования. Естественное и искусственное освещение.

38.    Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР, утвержденные Госкомнефтепродуктом СССР 29/VII.83.

39.    Правила технической эксплуатации нефтебаз, утвержденные Госкомнефтепродуктом СССР 28/XII.84.

40.    Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров РД 39-30-1284-85,    утверждено    18/IV.85 Министерством

нефтяной промышленности СССР и Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами.

41.    Методические указания. Государственный надзор за состоянием измерений нефтепродуктов. Организация и порядок проведения. РД 50-190-85.

42.    Методика по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах Госкомнефтепродукта СССР, утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 6/XII.83.

43.    Рекомендации по выбору и нанесению лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций, эксплуатирующихся в сточных водах, утверждены Госкомнефтепродуктом РСФСР 22/VII.80 и согласованы с техническим управлением РСФСР 3/VII.80 и с отделом охраны окружающей среды и природных ресурсов Госкомнефтепродукта РСФСР 21/VII.80. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. М., Недра, 1982.

44.    Временная инструкция по окраске резервуаров антикоррозионной эмалью ХС-717, утверждена Госкомнефтепродуктом РСФСР 5/III.81. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии.

45.    Инструкция по окраске наружной поверхности резервуаров со светлыми нефтепродуктами теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144, утверждена Главнефтеснабом РСФСР 3/V.79. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. М., Недра, 1982.

46.    Временная инструкция по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции, утверждена заместителем председателя Госкомнефтепродукта РСФСР 5/V.81.

47.    Инструкция по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79, утверждена Миннефтепромом 6 июля 1979 г.

48.    Положение о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и инженерно-технических работников предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР, утверждено Госкомнефтепродуктом СССР 9/IX.83.

49.    Положение о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности руководящими и инженерно-техническими работниками управлений, предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР, утверждено совместным постановлением Госкомнефтепродукта СССР и ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности от 23 июня 1983 г. № 10/21.

50.    СН 305-77. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений. М., Стройиздат, 1978.

51. Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных

станциях системы Госкомнефтепродукта СССР, утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 15/VIII.85.

52.    Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЗС, утверждена Главнефтеснабом РСФСР 17/Х.75.

53.    ГОСТ 12.2.020-76 ССБТ. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка.

54.    ГОСТ 17032-71. Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры.

55.    ГОСТ 7338-77. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия.

56.    ГОСТ 12.1.018-86 ССБТ. Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования.

57.    Правила устройства электроустановок ПУЭ-85.

58.    Рекомендации по восстановлению несущей способности цилиндрических резервуаров способом усиления стенки стальными кольцевыми бандажами. Астрахань, ЦНИЛ, 1984.

59.    Рекомендации по эксплуатации резервуаров, усиленных методом постановки кольцевых бандажей. Астрахань, ЦНИЛ, 1984.

60.    ГОСТ 12.3.009-76 ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности.

61.    ГОСТ 12.3.020-80 ССБТ. Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности.

Приложение 2

2. ИНДУСТРИАЛЬНЫЕ СПОСОБЫ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ

Под индустриальными способами ремонта понимается максимальное сокращение ручного труда на ремонтной площадке под открытым небом, перенос основных сборочно-сварочных работ в цеховые условия, повышение механизации всех процессов, в том числе в цеховых условиях.    Указанные методы    дают

значительный экономический эффект: сокращают стоимость ремонтных работ, снижают трудозатраты и уменьшают сроки    ремонта.    Организация

поточности этих работ обусловливает получение дополнительного эффекта от использования механизмов и средств транспорта и повторности применения такелажной оснастки.

Один из основных индустриальных способов ремонта - способ с применением рулонированных заготовок листовых конструкций днищ, стенок, настилов покрытий, которые изготавливают в специальных цехах, оснащенных оборудованием для обработки листов, сборки, сварки и рулонирования полотнищ.

Применение для ремонта резервуаров рулонированных заготовок, изготовленных индустриальным способом в цеховых условиях, сокращает в 3 - 4 раза протяженность сварных соединений, выполненных на ремонтной площадке, уменьшает в 2 - 3 раза трудоемкость ремонтных работ, снижает стоимость работ примерно в 1,5 раза по сравнению с полистовым ремонтом.

Время ремонтных работ на площадке также сокращается в несколько раз, например, при смене настила стационарных крыш в 4 - 5 раз, одновременного ремонта покрытия и двух верхних поясов в 3,5 - 4,7 раза.

Индустриальные способы ремонта повышают качество ремонтных работ и существенно улучшают условия труда рабочих ремонтных бригад.

2.1. РЕМОНТ ДНИЩ

Ремонт днищ применением рулонных заготовок связан с демонтажем стального днища резервуара, а затем восстановлением его. В некоторых случаях осуществляется одновременный ремонт основания резервуара и днища (полная замена и частичная - без замены окрайков).

При выполнении ремонтных работ применяют обычно следующие механизмы и такелажную оснастку:

кран УБ-102;

трактор С-80 или С-100;

трос диаметром 17,5 мм (ГОСТ 3071-74) длиной 80 м с тросовыми сжимами (10 шт.);

блоки грузоподъемностью 3 т;

трос диаметром 24 мм, длиной 40 м с тросовыми сжимами (8 шт.).

При ремонте днищ с применением рулонированных заготовок рекомендуется следующая последовательность операций:

а) подготовительные работы, включая изготовление рулонов и их доставку к ремонтируемому резервуару со всеми монтажными приспособлениями и

оснасткой;

б)    выполнение монтажных проемов в кровле резервуара;

в)    демонтаж всего или частично подлежащего замене днища;

г)    удаление демонтированных участков днища через проем;

д)    подъем и подача рулонов в резервуар через проемы в крыше;

е)    разворачивание рулонов и подтаскивание полотнищ в проектное положение с временным их закреплением и сваркой между собой и окрайками днища.

Монтажные проемы в крыше вырезают следующим образом: размечают монтажный проем, приваривают три подъемные петли, стропят крюк крана к

петлям. После этого вырезают монтажный проем и с помощью крана вырезанные элементы удаляют с крыши резервуара.

После окончания ремонта днища и проверки качества сварочных работ монтажные проемы на крыше закрываются. Затем выполняют сварку элементов, закрывающих монтажные проемы, с крышей.

Ремонт оснований резервуаров, получивших неравномерную осадку в период эксплуатации, проводят различными способами. При осадке основания в зоне окрайков, когда не требуется исправления центральной части, осуществляют подъем резервуара, подсыпку и ремонт основания только периферийной части.

При больших деформациях центральной части основания или необходимости полного его ремонта резервуар поднимают и вырезают днище. Днище разрезают на две части и попеременно надвигают их одну на другую, ремонтируя основание. По окончании ремонта ремонтируется днище резервуара.

2.2. РЕМОНТ ВЕРХНИХ ПОЯСОВ СТЕНКИ

Ремонт начинают с установки всех приспособлений и рулона-заготовки внутри резервуара через вырезанное монтажное окно в кровле (рис. 6). Старые листы верхних поясов, подлежащих замене, вырезают через 6 м по окружности и с помощью крана опускают на землю. Рулонная заготовка к этому времени должна быть установлена на подставку; при этом верхний край развертываемого рулона должен быть ниже верхней отметки стенки резервуара. Вертикальную кромку рулона закрепляют за стенку резервуара прихватками и рулон развертывают с одновременной передвижкой подставки с помощью крана и лебедки. При развертывании рулона клиньями последовательно поджимают полотнище по горизонтальным соединениям к стенке резервуара и обвязочному уголку. Подготовив участок длиной 6 м, начинают сварку горизонтальных соединений полотнища со стенкой резервуара и обвязочным уголком.

По окончании сварки демонтируют на последующем участке часть листов стенки, кровли и полуферму. Длина участка, подготавливаемого к развертыванию рулона, не должна превышать 6 м.

При развертывании рулона после прижатия кромок проводится сварка нахлесточного шва обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 250 мм. Горизонтальные нахлесточные стыки выполняют сплошными с наружной стороны резервуара и прерывистыми (длиной 200 мм через 200 мм) с внутренней. По окончании развертывания рулона и демонтажа катушки осуществляют замыкание вертикального соединения. Для резервуара вместимостью до 400 м3 оно выполняется внахлестку, а более 400 м3 - встык.

Сборка соединения внахлестку ведется с помощью трактора или рычажных лебедок и клиньев, а встык - дополнительно с помощью балок, устанавливаемых с внутренней и наружной сторон, а также стяжных винтовых приспособлений.

После окончания ремонта проводят испытание сварных швов отремонтированных поясов стенки на герметичность керосиновой пробой, а затем гидравлическое испытание всего резервуара

Рис. 6. Схема ремонта верхних поясов стенки резервуара с применением рулонной заготовки:

1 - стенка резервуара; 3 - настил покрытия: 3 - ферма; 4 - рулон; 5 - подставка; 6 - струнные леса; 7, 8 - распорки; 9 - центральная стойка; 10 - самоходный кран; 11 - отводной блок; 12 -

трос на лебедку; 13 - начальная кромка разворачиваемого полотнища

2.3. РЕМОНТ НИЖНИХ ПОЯСОВ СТЕНКИ

Ремонт нижних поясов стенки резервуара с применением рулонных заготовок выполняют в соответствии с ППР и техническими требованиями действующих нормативных документов по монтажу резервуаров (рис. 7).

Порядок выполнения основных этапов работ следующий: заготовка материалов; изготовление рулона; разметка на стенке резервуара вырезаемого участка; вырезка монтажного проема для заведения рулона внутрь резервуара; вырезка монтажного проема в кровле; установка рулона с поддоном на днище; закрепление на днище отводного блока; запасовка троса, разворачивающего и передвигающего рулон; вырезка заменяемого участка; разворачивание рулона.

До начала ремонтных работ с внутренней стороны стенки резервуара навешиваются монтажные лестницы, монтажный проем в стенке окантовывается ребрами жесткости, которые фиксируют вертикальное положение кромок стенки вырезанного проема.

Рулон-заготовку доставляют к резервуару на транспортном устройстве (санях), затем натяжным тросом перемещают вместе с санями в резервуар через проем в стенке, краном через верхнее монтажное отверстие рулон поднимают в вертикальное положение и устанавливают на поддон. Затем вытаскивают из резервуара транспортные сани.

Отводной блок закрепляется на днище резервуара на расстоянии не более 8 м от рулона и по мере развертывания и перемещения последнего переносится и закрепляется на новой позиции.

Обрезку удерживающих планок и развертывание рулона проводят с соблюдением необходимых мер безопасности в соответствии с ППР и нормативнотехнической документацией по монтажу резервуаров.

Непосредственная замена дефектных поясов стенки на новые проводится участками длиной по 6 м. Последовательно, по мере вырезки участков, разворачивают и передвигают рулонную заготовку.

Нижняя горизонтальная кромка заготовки при этом прижимается к заранее приваренным на днище упорам и прихватывается к днищу, верхняя кромка с помощью клиньев прижимается с внутренней стороны к оставляемой части стенки и прихватывается к ней.

Таким образом, решаются две задачи: во-первых, вырезка частями поясов обеспечивает устойчивость стенки резервуара без дополнительных креплений; во-вторых, за счет прижатия кромок проводится формирование из рулонной заготовки заменяемой части стенки. Сварка соединений новых листов со старыми аналогична сварке при замене верхних поясов стенки резервуара.

Вырезка дефектного участка проводится с учетом наименьшей деформации остающихся кромок после вырезки; при этом строго соблюдается последовательность вырезки: вначале нижний горизонтальный, затем вертикальные и в последнюю очередь верхний горизонтальный рез.

Вертикальные участки разрезов стенки выполняют резчики с гидроподъемников. Монтажное отверстие в покрытии вырезают аналогично рассмотренному варианту ремонта стенки верхних поясов.

После окончания ремонта проводят испытание на герметичность сварных швов стенки, выполненных на ремонтной площадке, а затем гидравлическое испытание всего резервуара

Рис. 7. Схема ремонта нижних поясов стенки резервуара с применением рулонной заготовки:

1 - стенка резервуара; 2 - настил покрытия; 3 - ферма; 4 - рулон; 5 - поддон; 6 - днище; 7 - самоходный кран; 8 - отводной блок; 9 - трос на лебедку; 10 - начальная кромка полотнища

2.4. РЕМОНТ НАСТИЛА ПОКРЫТИЯ

Ремонт покрытия с применением рулонных заготовок целесообразно проводить в том случае, когда замене подлежит весь настил покрытия.

Рулонированные полотнища настила шириной 3 м из листов толщиной 2,5 - 3 мм изготавливают в цеховых условиях с применением механизированных способов сварки и наворачивают на барабаны диаметром 2,5 м. В один рулон может быть свернута вся заготовка для одного покрытия резервуара.

Готовый рулон доставляется на ремонтную площадку.

Рулонированное полотнище на крышу резервуара можно подавать с помощью тросовой подвески (рис. 8). Она состоит из двух параллельных канатов с расстоянием между ними 250 мм, соединенных между собой короткими жесткими траверсами через 1500 мм. Монтаж подвески и закрепление ее на обвязочном уголке крыши осуществляют с помощью тягового устройства, состоящего из тягового троса и монтажной лебедки, с грузоподъемной силой 30 кН

Рис. 8. Схема ремонта настила покрытия резервуара с применением рулонной заготовки:

1 - резервуар; 2 - шахтная лестница; 3 - тяговой трос; 4 - опорные блоки; 5 - отводной блок; 6 - тросовая подвеска: 7 - натяжное устройство; 8 - обвалование; 9 - рулон; 10 - электролебедка;

11 - якорь

В целях обеспечения прочности тросы подвески натягивают до соотношения стрелы провеса к длине в свету канатной подвески от 1:15 до 1:20.

После монтажа канатной подвески тяговый трос используется для подачи полотнища. С этой целью конец тягового троса закрепляют к начальной поперечной кромке разворачиваемого рулона.

К моменту подачи полотнища на крышу резервуара часть покрытия демонтируют и это место подготавливают для укладки нового элемента из рулонной заготовки. В практике обычно начинают демонтаж участка кровли от стенки до стенки через центр резервуара. Ширина демонтируемой полосы - 3 м, что соответствует ширине рулона. Остальная часть настила покрытия временно не демонтируется и служит для передвижения по крыше монтажников и сварщиков.

Рулон разматывают монтажной лебедкой с помощью тягового троса и по канатной подвеске полотнище подают на подготовленный участок крыши. На крыше полотнище подгоняют к каркасу, закрепляют электроприхватками и обрезают по месту (по краю крыши у стенки резервуара). Тяговый трос освобождают и закрепляют к оставшемуся полотнищу, расположенному на канатной подвеске. Следующий участок полотнища подается повторным действием тяговой лебедки и троса, при этом элемент полотнища, предназначенный для замены следующего участка, временно укладывают на первый участок и обрезают. С помощью рычажных приспособлений и лебедок вновь укладываемый элемент покрытия перемещают по крыше на подготовленный участок - демонтированную полосу старого настила.

Уложенные элементы покрытия приваривают с одной стороны к ранее уложенному участку, с другой - к каркасу.

Демонтаж старого настила покрытия ведется по отдельным участкам параллельно с подготовкой новых элементов. Такая очередность позволяет использовать старый и новый настилы покрытия как монтажную площадку для раскроя рулонированного полотнища на элементы. Демонтированные элементы покрытия с помощью малой механизации опускают по тросовой подвеске на прилегающую площадку около резервуара и затем удаляют за пределы обвалования.

После замены всего покрытия сварные швы испытывают на герметичность вакуум-методом.

Приложение 3

3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР

Опыт эксплуатации металлических резервуаров и обобщение данных о нарушении их прочности и герметичности показывают, что большинство случаев (более 75 %) падает на зимний период, причем чаще разрушается конструкция, сваренная при отрицательных температурах.

В процессе сварки при отрицательных температурах металл сварного соединения быстро охлаждается и поэтому:

а)    уменьшается зона разогрева, увеличивается пластическая деформация в околошовной зоне и возрастают внутренние напряжения;

б)    вследствие повышения скорости кристаллизации металла сварочной ванны в сварном соединении наблюдается повышенное содержание газов и неметаллических включений;

в)    повышенное содержание газов и окислов в зоне сварки понижает стабильность механических свойств сварных соединений, вызывает в отдельных случаях повышенную склонность металла к хрупкому разрушению, что в сочетании с внутренними напряжениями создает благоприятные условия для образования трещин.

Эта опасность особенно усугубляется при наличии в основном металле или в сварном соединении каких-либо концентраторов напряжений, подрезов, непроваров и т.д.

Кроме того, следует учесть, что металл и сварные соединения при отрицательных температурах очень чувствительны к ударным нагрузкам, поэтому при выполнении сварочно-монтажных работ применение каких-либо ударных методов не рекомендуется.

Сварочно-монтажные работы при ремонте резервуаров должны выполняться по специально разработанной технологии сварки, исключающей возникновение значительных внутренних напряжений, каких-либо дефектов в сварных соединениях и обеспечивающей наилучшие стабильные свойства соединения.

Настоящие рекомендации составлены на основании действующих нормативных документов: СНиП III-18-75. Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ, СНиП II-B.3-62. Стальные конструкции. Нормы проектирования, а также с учетом накопленного опыта.

Настоящие рекомендации распространяются на ремонт при отрицательных температурах металлических резервуаров из углеродистой и низколегированной стали.

3.1. ЗАГОТОВКА И ОБРАБОТКА ДЕТАЛЕЙ

3.1.1.    Накладки, вставки и детали для ремонта резервуаров должны изготавливаться в цехах или мастерских при положительной температуре воздуха.

3.1.2.    При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и завалы должны быть не более 0,5 мм.

3.1.3.    Исправлять кромки следует абразивным инструментом, при этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки.

3.1.4. При температуре воздуха -40 °С и ниже кислородную резку деталей из низколегированной стали, кромки которых подлежат в дальнейшем механической обработке, рекомендуется выполнять с подогревом.

3.1.5.    При заготовке отдельных деталей резервуаров в зимних условиях правка металла в холодном состоянии ударными инструментами, а также резка его ножницами при температуре ниже -25 °С запрещается.

Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой.

3.2. СБОРКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОД СВАРКУ

3.2.1.    Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и листов во избежание искажения геометрической формы.

3.2.2.    Запрещаются погрузка и выгрузка сбрасыванием заготовленных деталей конструкций.

3.2.3. Заготовки и детали перед сборкой должны быть очищены от заусенцев, грязи, масла, ржавчины, льда, снега и тщательно осмотрены. Обнаруженные дефекты подлежат исправлению.

3.2.4.    Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм, расстояние между прихватками - не более 500 мм, высоту усиления прихватки - не более 3 мм.

3.2.5.    Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным инструментом.

3.2.6.    При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок с криволинейным скосом.

3.2.7.    В сварных стыковых соединениях листов разной толщины в целях обеспечения плавности изменения сечения необходимо предусматривать скосы у более толстого листа с одной или двух сторон с уклоном не более 1:5.

3.2.8.    При установке технологического оборудования резервуара необходимо руководствоваться требованиями части I.

3.2.9.    Стыковые соединения резервуаров под сварку при толщине листов 5 мм и более следует собирать на стяжных приспособлениях с обеспечением требуемых зазоров или посредством прихваток.

3.2.10.    Лист днища резервуара рекомендуется собирать непосредственно на песчаном основании внахлестку по коротким и длинным кромкам. Подбивка листов в местах тройного нахлеста допускается только в горячем состоянии - нагрев до температуры 900 - 1100 °С (от вишневого до оранжевого цвета каления) - и должна прекращаться при температуре не ниже 700 °С (красный цвет каления). Площадь разогрева должна превышать площадь места подбивки не менее чем на 20 %.

Скорость охлаждения должна исключать закалку, коробление, появление трещин и надрывов.

3.2.11.    Листы настила кровли резервуара следует собирать внахлест по коротким и длинным кромкам.

3.2.12.    После окончания сборки необходимо проверить качество работы (зазоры между кромками, величину нахлеста в соединяемых элементах и нет ли трещин в прихватках). При обнаружении трещин в прихватках последние удаляют (выплавляют) и заменяют новыми.

3.3. СВАРКА

3.3.1.    Сварочное оборудование должно быть подготовлено для эксплуатации в условиях отрицательных температур.

3.3.2.    Вблизи ремонтируемого резервуара следует установить передвижной домик для обогрева рабочих и приема пищи.

3.3.3.    Работа сварщика на морозе должна чередоваться с отдыхом в теплом помещении.

3.3.4.    При ремонтных работах вручную и механизированной сварке стальных конструкций предварительно следует подогреть сталь    в зоне сварки    до    180

- 200 °С на ширину 100 мм с каждой стороны соединения и на длину 300 мм в обе стороны от места замыкания    шва.    Подогревать    кромки    металла    под

сварку можно газовыми горелками или индукционными подогревателями.

Рис. 9. Типы швов: а - угловой; б - стыковой


3.3.5.    Сварку ответственных швов резервуара (стыковые и нахлесточные соединения, стенки, стыковые соединения окраек днища, соединение стенки резервуара с днищем, нахлесточные соединения днища, швы приварки резервуарного оборудования к стенке, соединения элементов покрытия и понтонов) рекомендуется выполнять на постоянном токе обратной полярности.

Применение переменного тока допускается для сварки неответственных швов резервуара (настил кровли, ограждения и т.п.), когда колебания сетевого напряжения не превышают ±6 %, режим сварки следует подбирать так, чтобы коэффициент формы провара был:

для углового шва l/h < 1,3;

для стыкового однопроходного шва l/h < 1,5 (рис. 9).

3.3.6.    При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна быть защищена от ветра и осадков.

3.3.7.    Электроды и флюсы необходимо хранить в таре в сухом отапливаемом помещении при температуре не ниже 15 °С отдельно от других сыпучих материалов.

3.3.8.    Электроды и флюсы, находившиеся на морозе, разрешается использовать только после их просушки.

3.3.9.    Кромки собранных элементов и прилегающие к ним зоны металла шириной не менее 20 мм, а также кромки листов примыкания выводных планок непосредственно перед сваркой должны быть зачищены до чистого металла. Продукты очистки не должны оставаться в зазорах между собранными деталями.

При наличии льда или снега на свариваемых кромках последние перед сваркой необходимо предварительно просушить газовой горелкой или паяльной лампой до полного удаления следов влаги.

3.3.10.    К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно перед сваркой в количестве, необходимом на период, непрерывной работы сварщика. Электродную проволоку рекомендуется подавать на рабочее место непосредственно перед установкой аппарата. У рабочего места электроды и флюсы необходимо хранить в условиях, исключающих увлажнение (в плотно закрывающейся таре или обогреваемых устройствах).

3.3.11.    Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться электросварщиками, прошедшими испытания согласно Правилам испытания электросварщиков и газосварщиков и имеющими удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ, к которым они допущены.

К сварке неответственных сварных соединений резервуаров допускаются электросварщики, прошедшие испытания по действующим ведомственным правилам и имеющие удостоверения на право проведения сварочных работ.

3.3.12.    Сварщики, впервые приступающие работе при отрицательной температуре воздуха, должны пройти пробные испытания по технологии сварки при заданной отрицательной температуре. Сварщики, сдавшие такие испытания, могут быть допущены к выполнению сварки при температуре на 10 °С ниже заданной для сдачи пробы испытаний.

3.3.13.    К сварке прихваток допускаются сварщики, сдавшие пробные испытания согласно п. 3.3.12 настоящих Рекомендаций.

3.3.14.    При температуре окружающего воздуха ниже -5 °С сварные соединения, выполняемые всеми видами и способами сварки, заваривают от начала до

конца без перерыва, за исключением времени, необходимого на смену электрода или электродной проволоки и зачистку шва в месте возобновления сварки. Прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять незавершенными отдельные участки сварного соединения не допускается. В случае вынужденного прекращения сварки (из-за отсутствия тока, выхода из строя аппаратуры и других причин) процесс следует возобновить при условии подогрева металла в соответствии с технологией, разработанной для данной конструкции.

3.3.15.    Во избежание создания значительных напряжений и деформаций, а также образования трещин сварщики перед началом работы в зимних условиях должны быть детально ознакомлены с технологическим процессом (последовательностью и режимом) сварки данного элемента и с указаниями настоящих Рекомендаций.

3.3.16.    В целях уменьшения возможности образования трещин в сварных соединениях необходимо:

а)    сварные стыковые соединения стенки делать прямыми встык с двусторонней сваркой и полным проваром. Допускается односторонняя сварка с подваркой корня шва;

б)    стыковые соединения окраек днища выполнять на остающейся технологической подкладке. Стальная подкладка должна быть только прихвачена к днищу. Приварка технологической подкладки по контуру недопустима.

в) после обрезки части технологической подкладки, выступающей за окраек днища, торец шва зачистить абразивным инструментом. Допуски на обработку кромок такие же, как и при резке металла;

г)    прихватки располагать у пересечения швов (в стыковых соединениях рекомендуется располагать прихватки с обратной стороны от первого шва или слоя);

д)    при выполнении прихваток и сварки запрещается зажигать дугу на основном металле и выводить на него кратер шва;

е)    тщательно осматривать прихватки перед началом сварки, с обязательной переплавкой их во время сварки первого слоя.

3.3.17.    В целях уменьшения деформаций в процессе сварки, понижения скорости охлаждения и получения плотных высококачественных соединений необходимо:

а)    напряжение на дуге и силу тока принимать повышенными из условия увеличения погонной энергии приблизительно на 4 - 5 % на каждые 10 °С понижения температуры ниже 0 °С (погонная энергия, принятая при положительной температуре 10 - 20 °С, принимается за 100 %);

б)    накладывать швы в последовательности, обеспечивающей максимальную свободу деформаций    в процессе сварки, в    частности,    применяя

обратноступенчатый метод сварки (длина ступени не более 400 мм);

в)    при сварке встык листов толщиной 6 мм и более применять многослойную сварку, накладывая    каждый последующий слой    по    неостывшему

предыдущему. Указанное условие достигается, если длина одновременно свариваемого участка (при толщине металла около 10 мм) при ручной сварке не превышает 1 м, а при механизированной сварке под флюсом - приблизительно 7 - 8 м. Число слоев сварки должно составлять: при толщине металла от 6 до 12 мм - 3, от 12 до 16 мм - 5.

Рис. 10. Схема сварки кольцевых швов, соединяющих корпус с днищем:

I - IX- очередность сварки секций; 1, 2, ..., 16 - последовательность сварки швов в каждой секции

3.3.18.    При сварке стенки резервуара в первую очередь заваривают вертикальные, а затем горизонтальные швы:

а)    вертикальные стыковые швы сваривают двусторонней сваркой два сварщика обратноступенчатым методом с обязательным проплавлением    вершины

угла. Разрыв между дугами сварщиков, работающих с наружной и внутренней сторон резервуара, должен быть не более 500 мм;

б)    горизонтальные угловые швы сваривают ручной сваркой по участкам одновременно несколько сварщиков при длине участка не более 8 м. На каждом участке работает один сварщик. Сварку швов на протяжении каждого участка ведут обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 400 мм. При механизированной сварке горизонтальные швы сваривают по кольцу непрерывным методом.

3.3.19.    Сварку углового соединения стенки с днищем следует выполнять в два слоя и более при укладке последующего    слоя    по    неостывшему

предыдущему.

Ручную сварку выполняют одновременно на нескольких (не менее чем на двух) участках длиной до 8 м. Последовательность сварки участков показана на рис. 10. Сварку каждого участка выполняют одновременно два сварщика с внутренней и внешней сторон резервуара. При этом сварщик, выполняющий внутренний шов, должен несколько опережать (около 500 мм) сварщика, выполняющего наружный шов. Сварку следует производить обратноступенчатым методом, причем длина единовременно свариваемого шва каждого слоя не должна превышать 1 м с тем, чтобы следующий слой укладывался на теплый металл.

Механизированную сварку автоматами следует выполнять последовательно участками длиной 8 м, при этом последующий слой укладывают сразу же после первого (по теплому металлу). В первую очередь, как и при ручной сварке, заваривают внутренний шов, а затем - наружный.

Допускается раздельная сварка внутреннего и наружного швов, при этом первым следует сваривать внутренний шов.

3.3.20.    При ручной и механизированной сварках (полуавтоматом) стыковых и угловых соединений с полным проплавлением необходимо перед наложением шва с обратной стороны удалить и зачистить корень шва. Расчистку корня шва следует выполнять путем выплавки или шлифовки.

3.3.21.    Высота угловых швов К должна быть не менее 4 мм (за исключением швов в деталях толщиной менее 4 мм) и не более 1,2s, где s - наименьшая толщина соединяемых элементов. При этом высота угловых однопроходных швов К, в зависимости от толщины свариваемых элементов должна быть не

менее приведенных величин:

Минимальный размер шва:

3.3.22.    Угловые швы следует выполнять, как правило, с вогнутой поверхности и плавным переходом к основному металлу. Это требование соблюдается подбором соответствующего режима сварки.

3.3.23.    При сварке соединений с подварочным слоем сварку последнего рекомендуется вести после сварки основного шва.

Площадь подварочного шва должна быть не менее указанной выше.

3.3.24.    При сварке днища механизированной или ручной дуговой сваркой в первую очередь заваривают листы по коротким кромкам, а затем - по длинным. Швы днища по длинным кромкам листа при механизированной сварке заваривают от центра к краям. При ручной дуговой сварке процесс ведется также от центра к краям обратноступенчатым методом.

Соединения окраек днища между собой, выполненные встык, должны быть сварены на технологической подкладке в два или несколько слоев с обеспечением полного провара, при этом последующий слой следует укладывать на еще теплый предыдущий слой.

До сварки стенки с днищем окрайки соединяют с днищем на прихватках. После сварки стенки с днищем заваривают швы, соединяющие окрайки с днищем.

3.3.25.    При ремонте части стенки и днища резервуара сначала сваривают вертикальные стыковые соединения первого пояса на длину 300 мм со стороны, примыкающей к днищу, затем заваривают шов приварки стенки к днищу и швы, соединяющие окрайки с днищем. После этого сваривают вертикальные стыковые соединения на всю высоту первого пояса стенки.

3.3.26.    Листы настила покрытия можно сваривать ручной дуговой или механизированной сваркой. Сварку листов следует вести сначала по коротким кромкам от середины к краям, а затем заваривать продольные швы по длинным кромкам от центра к краям. Швы накладывают в один слой.

3.3.27.    В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью перекрыть швом.

3.3.28.    При выполнении сварки ответственных узлов резервуара особенно тщательно выполняют пересечения стыковых соединений, а также стыковых и тавровых соединений, так как при наличии непровара или других дефектов в пересечении указанных швов в последних весьма часто наблюдается образование трещин.

3.3.29.    Свариваемая поверхность (зона сварки) конструкций должна быть ограждена от снега и сильного ветра.

3.3.30.    Применение прерывистых швов и электрозаклепок, выполняемых ручной сваркой с предварительным сверлением    отверстий,    запрещается.

3.3.31.    Вырубку дефектных мест в сварных соединениях и металла следует выполнять после подогрева швов и металла до    100 -    120 °С.

3.3.32.    Дефектные участки сварных соединений следует заваривать только после подогрева металла до 180 - 200 °С.

3.3.33.    Конструкция и сварные швы по окончании сварки должны быть зачищены.

Приваренные сборочные приспособления удаляются без повреждения основного металла, а места их приварки должны зачищаться до основного металла с удалением всех дефектов.

3.4. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

3.4.1. При контроле сварных соединений, выполненных при отрицательной температуре, особое внимание следует уделять операционному контролю:

а) при сборке следить за обеспечением равномерного и минимального допустимого зазора между свариваемыми деталями, проверять, нет ли грязи, влаги и коррозии в разделке, нет ли групповых пор и трещин в электроприхватках;

б)    при сварке следить за соблюдением последовательности режимов сварки и главное - за обеспечением полного провара корня шва;

в)    при приемке конструкций строго проверять, нет ли трещин в сварных соединениях, основном металле и особенно в зонах скопления большого числа швов.

3.4.2.    Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуаров следует проводить через 3 - 4 дня после окончания сварки. Кроме того, рекомендуется проводить 2 - 3 дополнительных контрольных осмотра конструкций и сварных соединений после резкого похолодания, наступившего после окончания сварочных работ (например, при падении температуры в течение суток на 15 °С и более).

3.4.3.    Контроль качества сварных соединений проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 и настоящего Руководства.

Не допускается контроль качества сварных соединений методом засверливания.

3.4.4.    Подрезы основного металла при сварке допускаются: вдоль усилия и местные подрезы поперек усилия (до 25 % длины шва) глубиной, не более 0,5 мм при толщине стали от 4 - 10 мм и не более 1 мм при толщине стали свыше 10 мм; поперек усилия глубиной 0,5 мм при толщине стали до 20 мм и 1 мм при толщине стали более 20 мм.

3.4.5.    Подрезы основного металла следует заваривать с предварительной и последующей зачисткой. Допускается исправление подрезов зачисткой без предварительной заварки, если их глубина не превышает значений, указанных в п. 3.4.4. При заварке подреза (независимо от способа сварки) необходимо обеспечить температуру в пределах нормы для данной толщины металла, которую определяют заводскими нормалями.

3.4.6.    Несплавления по кромкам, а также непровары стыковых и угловых соединений с полным проплавлением не допускаются.

3.4.7.    Окончательной браковке подлежат элементы, имеющие:

а)    трещины в металле сварного соединения, переходящие на основной металл;

б)    трещины в основном металле.

3.4.8.    Исправлять дефектные участки разрешается не более двух раз.

Приложение 4

4. МЕРЫ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. ОБЩИЕ ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОИЗВОДСТВЕ ОГНЕВЫХ РАБОТ

4.1.1.    К огневым работам относятся электрическая и газовая сварка, бензиновая, керосиновая или кислородная резка, кузнечные и котельные работы с применением переносных горнов, паяльных ламп и разведением открытого огня.

4.1.2.    Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении огневых работ возлагается на руководителя предприятия, участка, на территории которого будут выполняться огневые работы.

4.1.3.    К производству сварочных работ допускаются сварщики, выдержавшие испытания по специальной подготовке и имеющие соответствующее квалификационное удостоверение и талон по технике безопасности и пожарной безопасности (прил. 5).

4.1.4.    Огневые работы необходимо выполнять на специально отведенных площадках, расположенных с соблюдением установленных разрывов от пожаро-, взрывоопасных производственных участков.

Площадка должна иметь надпись «Сварочная площадка» с указанием лиц, ответственных за проведение работ. При необходимости огневые работы могут быть проведены в резервуарном парке с письменного разрешения главного инженера и руководителя объекта при согласовании с пожарной охраной (см. прил. 13, часть I настоящих Правил).

4.1.5.    Порядок оформления разрешения и осуществления контроля за соблюдением мер пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах, охраняемых пожарной охраной, МВД, определяется Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

4.1.6.    До начала огневых работ ответственный за их проведение обязан согласовать эти работы с местной пожарной охраной, службами техники безопасности; сделать анализ воздуха на отсутствие врзывоопасных концентраций газа (паров) прибором ПГФ-2М1-ИЗГ, УГ-2, ГБ-3 и другими (допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 5 % нижнего предела распространения пламени - нижнего предела воспламенения); организовать выполнение всех мер пожарной безопасности и обеспечить место проведения огневых работ необходимыми средствами пожаротушения.

Выполнение огневых работ у трубопроводов, находящихся в эксплуатации, без предварительной подготовки и установки заглушек на продуктовых и топливных линиях или заполнения водой (инертным газом), а также в туннелях и лотках без соответствующей продувки и анализа воздуха запрещается.

4.1.7.    Начальник (инструктор противопожарной профилактики) пожарной охраны объекта или лицо, его заменяющее, при получении извещения о

намечаемых огневых работах осматривает место их проведения и устанавливает, соблюдены ли меры пожарной безопасности. Кроме того, он обязан провести инструктаж рабочих, которые будут выполнять огневые работы.

Ответственный за проведение огневых работ, сварщики и другие рабочие, принимающие участие в этих работах, расписываются в журнале учета о получении соответствующего инструктажа (прил. 6). В необходимых случаях на месте проведения огневых работ должен быть выставлен пожарный пост из числа работников объектов пожарной охраны или членов добровольной пожарной дружины.

4.1.8.    Сварщик не должен приступать к огневым работам без письменного разрешения, выданного главным инженером или руководителем объекта и согласованного с пожарной охраной. Кроме того, он должен проверить выполнение всех требований пожарной безопасности, указанных в разрешении.

4.1.9. В местах проведения огневых работ и на площадках, где установлены сварочные агрегаты, трансформаторы, контрольно-измерительные приборы, должны быть приняты следующие меры пожарной безопасности:

полностью устранена возможность проникновения огнеопасных газов и паров нефтепродуктов к месту производства этих работ;

на расстоянии 15 м от площадки, на которой выполняют огневые работы, и мест установки сварочных агрегатов территория должна быть очищена от мусора, горючих, предметов, различных нефтепродуктов; места, где были пролиты нефтепродукты, необходимо засыпать песком или землей слоем не менее 5 см;

в радиусе 5 м от места проведения огневых работ не должно быть сухой травы.

4.1.10.    При проведении огневых работ на строительных лесах и подмостях все деревянные конструкции должны быть    защищены    от попадания    искр

листами железа или асбеста. Кроме того, должны быть приняты меры против попадания искр на нижележащие деревянные конструкции.

Деревянные леса и подмости должны быть тщательно очищены от строительного мусора. Помимо этого, должны быть проведены другие мероприятия в соответствии с требованиями пожарной безопасности при проведении строительных работ.

4.1.11.    При выполнении ремонтно-монтажных работ на предприятии огневые работы разрешается проводить не ближе 20 м от резервуарных парков и

отдельно стоящих резервуаров с нефтепродуктами; если в резервуарном парке проводят операции по наполнению (откачке) резервуаров нефтепродуктами, огневые работы можно проводить только на расстоянии не ближе 40 м от этих резервуаров (электросварочные агрегаты    должны    быть    установлены    с

наружной стороны обвалования на расстоянии не менее 20 м от резервуаров с нефтепродуктами).

4.1.12.    При производстве сварочных работ запрещается:

а)    приступать к работе при неисправной сварочной аппаратуре, проводах, шлангах, горелках и трубопроводах;

б) выполнять сварку аппаратов и трубопроводов, находящихся под давлением жидкости, газа, пара или воздуха без их дегазации, а также под напряжением электрического тока;

в)    сваривать свежеокрашенные конструкции до полного высыхания краски;

г)    прокладывать токоведущие сварочные провода совместно с газосварочными шлангами и трубопроводами;

д) переносить провода от сварочных аппаратов под напряжением, а также волоком (для переноски провода обесточивают и свертывают в бухту, а затем разворачивают);

е)    пользоваться промасленной спецодеждой и рукавицами;

ж)    класть горящие горелки и раскаленные электроды на сгораемые предметы и материалы (для этих целей должна быть устроена специальная подставка из несгораемых материалов);

з)    оставлять без присмотра включенные сварочные аппараты; использовать металлоконструкции или трубопроводы в качестве обратного провода;

и)    оставлять в процессе работы не защищенные от дождя и снега сварочные аппараты, контрольно-измерительные приборы и трансформаторы;

к) хранить в сварочных кабинах горючие предметы, спецодежду и т. д.

4.1.13.    Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении поблизости горючих газов или паров нефтепродуктов.

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

4.2.1.    Для временного производства газосварочных работ переносные ацетиленовые генераторы следует устанавливать на открытых площадках в неопасных в отношении пожара и взрыва местах.

Ацетиленовые генераторы необходимо ограждать и размещать не ближе 10 м от места проведения сварочных работ, от открытого огня и сильно нагретых предметов.

При установке ацетиленового генератора делают надпись: «Вход посторонним воспрещен - огнеопасно», «Не курить», «Не ходить с огнем».

4.2.2.    Запрещается размещать склады для хранения карбида кальция на территории резервуарного парка.

4.2.3.    В местах хранения и вскрытия барабанов с карбидом кальция запрещается курить, пользоваться открытым огнем и применять инструмент, способный образовать при ударе искру. Раскупоривать барабаны с карбидом кальция следует латунными зубилами и молотком. Запаянные барабаны открывать специальным ножом. Место реза на крышке необходимо предварительно смазать толстым слоем солидола.

4.2.4.    Вскрытые барабаны с карбидом кальция следует защищать непроницаемыми для воды крышками с отогнутыми краями, плотно охватывающими барабан. Высота борта крышки должна быть не менее 50 мм.

4.2.5.    Баллоны с кислородом необходимо устанавливать от места сварки на расстоянии не менее 10 м, от ацетиленового генератора - не менее 5 м.

На месте газосварочных работ разрешается иметь не более двух закрепленных баллонов с кислородом.

4.2.6.    Хранение и транспортировка баллонов с газами разрешаются только с навинченными на их горловины защитными колпаками. При транспортировке баллонов не допускается толчков и ударов.

4.2.7.    Баллоны с газом при хранении, перевозке и эксплуатации должны быть защищены от воздействия солнечных лучей и других источников тепла.

Расстояние от горелок (по горизонтали) до отдельных баллонов с кислородом и горючими газами должно быть не менее 5 м.

4.2.8.    При обращении с порожними баллонами из-под кислорода и горючих газов должны быть соблюдены такие же меры безопасности, как и с наполненными баллонами.

4.2.9.    Для предотвращения взрывов ацетиленовые генераторы следует заряжать только кусковым карбидом кальция и не более как наполовину объема ящиков реторт.

При загрузке ацетиленового генератора запрещается загружать карбид кальция завышенной грануляции или проталкивать его в воронку аппарата железными прутьями и проволокой, работать на карбидной пыли.

4.2.10.    После зарядки ацетиленового генератора карбидом кальция весь воздух из газгольдера и шлангов горелки должен быть вытеснен газом.

4.2.11.    Перед тем как зажечь газовую горелку, необходимо проверить работу гидравлического затвора и наличие в нем воды. Заполнять гидравлический затвор водой и проверять ее уровень в затворе следует только при включении подачи газа. Выполнять сварочные работы при неисправном гидравлическом затворе ацетиленового генератора категорически запрещается.

4.2.12.    Перед началом газосварочных работ должны быть проверены исправность газопроводящих шлангов и надежное их закрепление на присоединительных ниппелях аппаратуры, горелок, резаков, редукторов. Для этой цели применяют специальные хомутики.

На ниппели водяных затворов шланги должны быть надеты плотно, но не закреплены.

Не допускается использование шлангов, пропускающих газ, а также замена ацетиленовых шлангов кислородными и наоборот. В процессе газосварочных работ газопроводящие шланги необходимо оберегать от действия высоких температур и механических повреждений.

4.2.13.    При разжигании горелки сначала постепенно открывают кислородный кран, а затем - ацетиленовый с одновременным поднесением пламени спички или зажигалки. При тушении горелки вначале перекрывают подачу ацетилена, а затем - кислорода.

4.2.14.    При газосварочных работах нельзя допускать перегрева горелки. Во избежание этого следует периодически прекращать работу и охлаждать горелку, погружая ее в воду.

4.2.15.    При обнаружении неисправности ацетиленового генератора или заметной утечки газа газосварочные работы должны быть прекращены, из газгольдера выпущен газ, реторты очищены от остатков карбида кальция, генератор промыт и направлен для ремонта в мастерскую. Запрещается ремонтировать ацетиленовые генераторы на месте проведения газосварочных работ.

4.2.16. По окончании работы карбид кальция в переносном генераторе должен быть полностью доработан. Известковый ил, удаляемый из генератора, необходимо выгружать в приспособленную для этой цели тару и сливать в иловую яму или в специальный бункер.

Иловые ямы должны быть расположены на специально отведенных площадках, место расположения иловых ям должно быть согласовано с пожарной охраной.

Открытые иловые ямы должны быть ограждены перилами в радиусе 10 м от края ямы, а закрытые - иметь несгораемые перекрытия или быть оборудованы вытяжной вентиляцией и люками для удаления ила.

4.2.17. При газосварочных работах и газовой резке запрещается:

а)    приступать к работе при неисправных аппаратуре и шлангах;

б) отогревать замерзшие ацетиленовые генераторы, трубопроводы, вентили, редукторы и другие детали установок открытым огнем или раскаленными предметами (отогревать можно только горячей водой или паром), а также пользоваться инструментом, способным образовывать искры при ударе;

в)    допускать соприкосновение кислородных баллонов, редукторов, шлангов и другого сварочного оборудования с различными маслами, а также с промасленной одеждой и ветошью;

г) курить и пользоваться открытым огнем на расстоянии менее 10 м от баллонов с горючим газом и кислородом, шлангов, ацетиленовых генераторов, газопроводов и иловых ям;

д)    работать от одного гидравлического затвора двум сварщикам;

е)    загружать карбид кальция в мокрые загрузочные корзины или при наличии воды в газосборнике загружать корзины карбидом более половины их объема (при работе генераторов «Вода на карбид»);

ж)    оставлять баллоны со сжатым и сжиженным газами на солнце без укрытия;

з)    оставлять ацетиленовые генераторы после окончания газосварочных работ не очищенными от остатков карбида кальция и ила, реторты, ящики и другие части генератора непромытыми;

и)    продувать шланги для горючих газов кислородом и кислородный шланг горючими газами, пользоваться шлангами, длина которых превышает 30 м. При производстве монтажных работ допускается применение шлангов длиной до 40 м. Применение шлангов длиной свыше 40 м допускается в исключительных случаях с разрешения руководителя работ и инженера по технике безопасности;

к) перекручивать, заламывать или зажимать газопроводящие шланги;

л) переносить генератор при наличии в газосборнике ацетилена;

м) преднамеренно увеличивать давление газа в ацетиленовом генераторе, накладывая на колокол тяжелые предметы или увеличивать единовременную загрузку карбида кальция.

4.3. ЭЛЕКТРОСВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ

4.3.1.    Сварочные генераторы и трансформаторы, а также все вспомогательные приборы и аппараты к ним, устанавливаемые на открытом воздухе, должны быть выполнены в закрытом или защищенном исполнении с противосыростной изоляцией и установлены под навесами из несгораемых материалов.

4.3.2.    Электросварочные установки (стационарные и передвижные) и свариваемые предметы при проведении сварочных работ должны быть заземлены.

Помимо заземления основного электросварочного оборудования в сварочных установках надлежит заземлять тот зажим вторичной обмотки сварочного

трансформатора, к которому присоединяется проводник, идущий к изделию (обратный провод).

Заземление выполняют при помощи гибких изолированных проводов, снабженных специальными зажимами, обеспечивающими надежный контакт. Применение голых проводов и подручных металлических предметов для заземления не допускается.

4.3.3.    Соединение жил сварочных проводов между собой должно выполняться горячей пайкой. Подключение электропроводок к электрододержателю, свариваемому изделию и сварочному аппарату допускается только при помощи специальных зажимов или медных кабельных наконечников, скрепленных болтами с шайбой.

4.3.4.    Провода, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и другому оборудованию, должны иметь надежную изоляцию, защиту от действия высокой температуры, механических повреждений и химических воздействий.

Применять для электросварочных работ провода с поврежденной изоляцией и переносить провода сварочных аппаратов под напряжением запрещается.

4.3.5.    При проведении электросварочных работ, связанных с частыми перемещениями сварочных установок, должны применяться механические шланговые кабели.

4.3.6.    Обратный проводник от свариваемого изделия к источнику тока должен быть аналогичным основному проводу, присоединённому к электрододержателю.

4.3.7. При смене электродов в процессе сварки их остатки (огарки) следует складывать в специальный металлический ящик, устанавливаемый у места сварочных работ.

4.3.8.    Во время перерыва, а также при уходе сварщика с рабочего места электросварочный аппарат и провода должны быть обесточены.

4.4. РЕЗКА МЕТАЛЛА

4.4.1.    При бензо-, керосино- и кислородной резке бачок с горючим должен находиться не ближе 5 м от баллонов с кислородом и от источников открытого огня и не ближе 3 м от рабочего места резчика. При этом бачок должен быть расположен так, чтобы на него не попадали пламя и искры при работе.

4.4.2.    Перед зарядкой бачка горючим должны быть проверены его исправность и герметичность. При пропуске горючей жидкости и неисправности насоса бачок эксплуатировать не разрешается.

4.4.3.    Бачок должен иметь исправный манометр, а также предохранительный клапан, не допускающий повышения давления в бачке более 0,5 МПа. Нельзя выполнять резку металла при давлении воздуха в бачке, превышающем рабочее давление кислорода в резаке. Рабочее давление в бачке (с горючим) должно быть не выше 0,3 МПа.

4.4.4.    Для бензо-, керосино- кислородной резки бачки должны заправляться только фильтрованным горючим не более чем на 3/4 его объема. Заправлять бачки следует в специально отведенном помещении или на специально отведенной площадке.

Место заправки от места выполнения огневых работ и открытых источников огня должно быть расположено не ближе 20 м. Хранение запаса горючего допускается в количестве не более сменной потребности. Горючее необходимо хранить в исправной, небьющейся, плотно закрывающейся специальной таре.

4.4.5.    Перед началом бензо-, керосино- кислородной резки необходимо проверить надежность и плотность присоединения бензостойкого шланга к бачку и резаку. Сальник запорного вентиля на бачке не должен пропускать горючее.

4.4.6.    При обратном ударе пламени работа должна быть немедленно прекращена, а горелка потушена.

4.4.7.    При резке металла бензо-, керосино- и кислородорезаком запрещается:

а)    пользоваться неисправными аппаратами, шлангами и горелками;

б)    применять загрязненное или с примесью воды горючее, а также этилированный бензин для бензорезов;

в)    применять для подачи горючего к резаку кислородные шланги;

г)    перегревать испаритель резака до вишневого цвета, а также подвешивать резак во время работы вертикально, головкой вверх;

д)    направлять пламя и класть горелку на сгораемые предметы;

е)    резать при давлении в бачке с горючим, превышающим рабочее давление кислорода в резаке;

ж)    зажимать, перекручивать или заламывать шланги, подающие кислород и горючее к резаку;

з)    хранить запас горючего на рабочей площадке.

4.4.8.    При прекращении резки воздух из бачка выпускают только после гашения резака.

4.5. ВРЕМЕННЫЕ РЕМОНТНЫЕ И ОГНЕВЫЕ РАБОТЫ, БЕЗОПАСНЫЙ СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ СВАРОЧНЫХ РАБОТ ПРИ РЕМОНТЕ

РЕЗЕРВУАРОВ

4.5.1.    Производить чеканку резервуаров с нефтепродуктами допускается только холодным способом при условии, что места чеканки будут часто смазываться густой смазкой. Инструмент должен быть изготовлен из металла, не дающего искр.

4.5.2.    На время выполнения ремонтных работ с применением открытого огня, включая чеканку резервуаров, на производственной территории должен быть установлен пожарный пост из работников объектовой пожарной охраны или членов добровольной пожарной дружины и увеличено число средств пожаротушения.

4.5.3.    До начала огневых работ на резервуаре и внутри него необходимо:

а)    все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводные водоспускные краны, колодцы канализации и узлы задвижек (во избежание загорания паров и газов нефтепродуктов) прикрыть войлоком, который в жаркое время года должен быть смочен водой;

б)    места электросварки или горячей клепки (для предупреждения разлетания искр и окалины) оградить переносными асбестовыми или иными несгораемыми щитами размером 1*2 м.

4.5.4.    Безопасный способ выполнения огневых работ в резервуарах может быть применен после дегазации резервуаров при помощи специальной вентиляционной установки.

После удаления «мертвого» остатка нефтепродукта и смыва внутренних стенок и ферм кровли резервуара сильной струёй воды (в течение 2 - 3 ч), а также после зачистки от остатков грязи на открытый люк-лаз надевают конический рукав диаметром 650 - 700 мм из брезента или бельтинга.

Второй конец рукава присоединяют к выкидному патрубку вентилятора, установленного на специальных салазках с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Вентилятор включают в действие при открытых верхних люках резервуара.

о    1

При работе вентилятора с подачей воздуха 10000 м3/ч (мощность двигателя 10 кВт, частота вращения 1450 мин-1) в течение 6 - 8 ч в резервуаре РВС-1000 обеспечивается полная дегазация от паров нефтепродуктов и газов. Проводить огневые работы разрешается только после взятия анализа воздуха внутри резервуара и лабораторного подтверждения его безопасности для выполнения этих работ.

Приложение 5

ТАЛОН

ПО ТЕХНИКЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К КВАЛИФИКАЦИОННОМУ УДОСТОВЕРЕНИЮ №_

(действителен только при наличии квалификационного удостоверения)

Тов._

(фамилия, имя, отчество)

зачеты по программе пожарно-технического минимума и знанию требований пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства сдал. Талон действителен в течение одного года со дня выдачи.

Представитель администрации_

(наименование объекта)

Подпись_

Представитель органа (части) пожарной охраны

Подпись_

« »_19 г.

Талон продлен до_19 г.

Представитель администрации объекта

Подпись_

Представитель органа (части) пожарной охраны

Подпись_

« »_19 г.

Талон продлен до_19 г.

Представитель администрации объекта

Подпись_

Представитель органа (части) пожарной охраны

Подпись_

« »_19 г.

Отметка о нарушениях правил пожарной безопасности при проведении огневых работ_

(подпись лица, проверявшего соблюдение правил пожарной безопасности)

Приложение 6

ЖУРНАЛ

УЧЕТА РАЗОВЫХ ОГНЕОПАСНЫХ РАБОТ НА ОБЪЕКТЕ

На 19 г.

Место и дата выполнения огнеопасных работ (указать - каких)

Наличие разрешения администрации объекта, кем подписано

Лицо, ответственное за проводимые работы

Фамилия, должность начальствующего состава ВОХР и НПО, проверявшего на месте возможность производства работ

Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

Подписи ответственного за производство работ, сварщика и других рабочих в получении инструктажа

Приложение 7

ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ

Эпоксидные смолы и отвердители, а также их составы токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях образование нарывов на коже.

При работе с эпоксидными составами необходимо соблюдать требования и правила, предусмотренные СНиП III-4-80. Техника безопасности в строительстве. Особое внимание необходимо уделить выполнению требований, изложенных в следующих пунктах.

7.1.    К работе с эпоксидными составами допускаются лица, прошедшие предварительный медицинский осмотр и соответствующий инструктаж. При этом периодичность инструктажа должна быть не реже одного раза в год. Рабочие с повышенной чувствительностью к эпоксидным смолам и их отвердителям к работе с ними не допускаются.

7.2.    Все компоненты клеев необходимо хранить в темном помещении в соответствии с требованиями к условиям хранения каждого компонента. Условия хранения должны исключать возможность загрязнения воздушной среды. К месту работ клеевые композиции необходимо доставлять в плотно закрытой таре.

7.3. В местах производства работ компаунды, растворители и материалы, необходимые для осуществления технологии склеивания, следует хранить в количестве, не превышающем сменную потребность. Их хранят в металлических шкафах в чистой, сухой и плотно закрытой посуде с этикетками, указывающими наименование, марку и срок годности материалов. На этикетке для растворителей, кроме того, должна быть надпись: «Огнеопасно».

7.4.    При продолжительной работе с эпоксидными смолами и отвердителями рабочие должны быть обеспечены следующей спецодеждой: комбинезоном или халатом из плотной ткани, резиновыми тонкими перчатками (ТУ 38-106-140-81), прорезиненным фартуком и респиратором типа «Лепесток» (при резке стеклоткани на полосы).

7.5.    Спецодежда при работе должна быть застегнута. Ее следует очищать от клея по мере загрязнения и хранить в специально отведенных местах. Спецодежду следует стирать не реже одного раза в месяц.

7.6. В условиях лаборатории все операции, связанные с приготовлением лакокрасочных или клеевых составов, должны выполняться в вытяжном шкафу, а в производственном помещении - в зоне вытяжной вентиляции.

7.7.    Порожнюю тару из-под компонентов, растворителей необходимо удалять из рабочего помещения и хранить в специально отведенном месте.

7.8.    При выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резервуарах последние должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией,

обеспечивающей 15 - 20-кратный обмен воздуха. Вентилятор должен быть взрывобезопасного исполнения. Освещение должно быть низковольтным (12 В) и взрывобезопасного исполнения.

7.9.    При работе с эпоксидным клеем на внешней стороне резервуаров рабочие должны находиться с наветренной стороны от рабочей зоны, при этом необходимо убедиться в отсутствии поблизости источников открытого огня.

7.10.    При случайном попадании отвердителя в глаза их необходимо промыть водой, а затем свежеприготовленным физиологическим раствором хлористого натрия (0,6 - 0,9 %).

7.11. Брызги смолы, отвердителя и их смеси при попадании на кожу следует смыть марлевым тампоном, смоченным в ацетоне или растворителе Р-4, после чего это место необходимо промыть водой с мылом.

7.12.    При случайном разливе отвердителя даже в небольшом количестве необходимо место разлива немедленно засыпать опилками, смоленными керосином, с последующей дегазацией 10 %-ным раствором серной кислоты.

7.13.    Работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обязаны в течение рабочего дня периодически мыть лицо и руки.

7.14.    При использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными растворителями категорически запрещается курить на рабочем месте, выполнять работы, вызывающие искрообразование, работать с выключенной приточно-вытяжной вентиляцией.

На рабочих местах должны быть вывешены предупредительные надписи: «Не курить», «Огнеопасно», «Взрывоопасно».

7.15.    Рабочее место, инструмент, оборудование и спецодежду очищают от остатков клея тампоном из ветоши или бязи, смоченными дибутилфталатом или ацетоном.

7.16. Обтирочный материал, загрязненный клеевым составом, и обрезки стеклоткани необходимо собирать в металлические емкости с крышками и хранить в определенных местах с последующим уничтожением.

СОДЕРЖАНИЕ

Часть I. Правила эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов на предприятиях Г оскомнефтепродукта СССР

1.    Общая часть

1.1.    Краткие сведения о резервуарах

1.2.    Материалы для резервуарных конструкций

1.3.    Защита металлоконструкций от коррозии

1.4.    Оборудование резервуаров

1.5.    Автоматика и КИП

1.6.    Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

1.7.    Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность

1.8. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации

1.9.    Требования к территории резервуарного парка

1.10.    Производственные операции

2.    Техническое обслуживание

2.1.    Обслуживание резервуаров

2.2.    Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.3.    Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

2.4.    Требования, предъявляемые к проведению геометрических измерений нарезервуаре, составлению градуировочных таблиц

3.    Техническая документация на резервуары

4. Требования охраны труда и пожарной безопасности

4.1.    Противопожарные мероприятия

4.2.    Требования охраны труда

4.3.    Молниезащита резервуаров Приложения

Приложение 1. Перечень проектов стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Приложение 2. Геометрические характеристики стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

Приложение 3. Указания по защите резервуаров от коррозии

Приложение 3.1. Акт скрытых работ по подготовке поверхности металла под лакокрасочное покрытие

Приложение 3.2. Журнал производства работ по нанесению покрытий на резервуар Приложение 3.3. Паспорт на покрытия резервуаров со светлыми нефтепродуктами Приложение 3.4. Акт приемки окрашенного резервуара

Приложение 3.5. Акт проверки состояния покрытия в процессе эксплуатации Приложение 4. Указания по текущему обслуживанию резервуаров Приложение 5. Перечень основных проверок технического состояния понтона и устранение неисправностей

Приложение 6. Указания по дегазации резервуара с понтоном

Приложение 7. Инструкция по определению герметичности сварных соединений понтонов

Приложение 8. Указания по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона

Приложение 9. Зачистка горизонтальных резервуаров механизированным способом моечной установкой УМ-1 Приложение 9

Акт готовности резервуара к зачистным работам Приложение 10. Справка анализа воздуха в резервуаре

Приложение 11. Журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах и производственных помещениях Приложение 12. Акт на выполненную зачистку резервуара

Приложение 13. Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

Приложение 14. Сертификат на стальные конструкции заказ Приложение 15. Паспорт цилиндрического вертикального резервуара Приложение 16. Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты,проверочных испытаний заземляющих устройств

Приложение 17. Журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества нефтебазы Часть II. Руководство по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

1.    Обследование и комплексная дефектоскопия металлических резервуаров

1.1.    Общие положения

1.2.    Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии

1.3.    Методы контроля

1.4.    Оформление технических заключений по результатам обследования

2.    Указания по оценке технического состояния резервуаров

2.1.    Оценка состояния основных элементов резервуаров

2.2.    Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов

3.    Ремонт металлических резервуаров

3.1.    Обобщение случаев нарушения прочности, герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов

3.2.    Общие указания

3.3.    Оборудование, механизмы и материалы для проведения капитальногоремонта

3.4.    Подготовительные работы к ремонту

3.5.    Ремонт оснований и фундаментов

3.6.    Удаление дефектных мест

3.7.    Устранение дефектов с применением сварочных работ

3.8.    Устранение дефектов без применения сварочных работ

3.9.    Бандажирование стенок резервуаров

3.10. Контроль качества ремонтных работ, испытание резервуаров, приемка резервуаров после ремонта

4.    Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах

4.1.    Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

4.2.    Карты ремонта днищ стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

4.3.    Карты ремонта стенки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

4.4.    Карты ремонта покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров

4.5.    Карты ремонта понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

4.6.    Карты ремонта анкерных креплений резервуаров повышенного давления

4.7.    Карты ремонта горизонтальных сварных резервуаров

4.8.    Карты устранения дефектов без применения сварочных работ Приложение 1. Перечень действующих нормативно-технических документов, связанных с эксплуатацией и ремонтом резервуаров

Приложение 2

2.    Индустриальные способы ремонта резервуаров Приложение 3

3.    Рекомендации по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур

Приложение 4

4. Меры пожарной безопасности при ремонте резервуаров

Приложение 5. Талон по технике пожарной безопасности к квалификационному удостоверению

Приложение 6. Журнал учета разовых огнеопасных работ на объекте Приложение 7. Требования охраны труда при работе с составами на основе эпоксидных смол

_АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ»

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

_2004 г._

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ»

УТВЕРЖДЕНО ОАО «НК «Роснефть» 28.01.2004 г. введено приказом № 9 от 28.01.2004 г.

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

РАЗРАБОТЧИК ОАО СКБ «Транснефтеавтоматика»

Содержание:

Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров

1.    ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.    ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ

2.1.    Классификация резервуаров, технические требования к ним

2.2.    Резервуары с защитной и с двойной стенкой.

2.3.    Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров

2.4.    Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования

2.5.    Требования к территории резервуарных парков.

3.    ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

4.    ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ 5 ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ

5.1.    Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий

5.2.    Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий

5.3.    Протекторная защита резервуаров от коррозии

5.4.    Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров

6.    ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1.    Промышленная безопасность

6.2.    Пожарная безопасность

6.3.    Требования охраны труда

6.4.    Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества

6.5.    Охрана окружающей среды

7.    ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВ

Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов

1. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

1.1. Общие требования

1.2.    Обследование металлоконструкций резервуара

1.3.    Обследование сварных соединений

1.4.    Обследование состояния понтона или плавающей крыши

1.5.    Проверка состояния основания и отмостки резервуара

1.6.    Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров

2.    ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ

3.    ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОБСЛЕДОВАНИЯ

3.1.    По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные:

4.    ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

4.1.    Общие положения

4.2.    Подготовительные работы

4.3.    Ремонт металлоконструкций

4.4.    Ремонт основания и фундамента

4.5.    Ремонт резервуаров с применением огневых работ

4.6.    Ремонт резервуаров без применения огневых работ

4.7.    Ремонт резервуаров с двойной стенкой

4.8.    Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров

4.9.    Ремонт металлических и пенополиуретановых (ИПУ) понтонов и теплоизоляции

5.    ОБОРУДОВАНИЕ. МЕХАНИЗМЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ

6.    КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ. ИСПЫТАНИЯ И ВВОД РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

7.    ОХРАНА ТРУДА И ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА

8.    КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ

Приложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ. ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ РУКОВОДСТВА

Приложение 2 ПАСПОРТ стального вертикального цилиндрического резервуара Приложение 3 ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА

Приложение 4 НАРЯД-ДОПУСК на выполнение работ повышенной опасности Приложение 5 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны (по ГОСТ 12.1.005-88*)

Приложение 6 РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛТТТИН ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРА Приложение 7 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ

Приложение 8 МЕТОДИКА ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ

Приложение 9 МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ПРОНИКАЮЩИХ ЛУЧЕЙ

Приложение 10 МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

Приложение 11 ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ МЕТОДОМ АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ

Приложение 12 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ НЕРАВНОМЕРНОЙ ОСАДКИ ДНИЩА И УКЛОНА ОТМОСТКИ

Приложение 13 МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВ

Приложение 14 Обязательное Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

Приложение 15 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР

Приложение 16 ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ

Приложение 17 ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА

Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящие правила устанавливают основные требования технической эксплуатации, обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены для работников ОАО НК «Роснефть».

1.2.    Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86. Правила переработаны согласно требованиям законодательных актов, постановлений Правительства РФ, новых государственных стандартов, строительных норм и правил, ведомственных нормативных документов, введенных в действие в последние годы.

1.3.    Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». ПБ 03-381-00 «Правил устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», «Правил технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных Минэнерго России 19.06.2003 г. № 232.

1.4.    Руководство предприятий должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и их оборудования.

1.5.    Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по технической эксплуатации и ремонту резервуаров должны обеспечиваться в соответствии с Федеральным Законом РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-170-97, ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

1.6.    Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации и ремонте резервуаров должны выполняться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ИЛЬ 01-93*, «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения» ВШ1Б 01-01-94, «Типовой инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и

взрывопожароопасных объектах» РД 09-364-00, «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций» и настоящими Правилами.

1.7.    Полный перечень документов, использованных при разработке настоящих Правил приведен в Приложении 1.

2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ

2.1. Классификация резервуаров, технические требования к ним

2.1.1.    Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт (приложение 2) и быть оснащен полным комплектом исправного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.

На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар.

2.1.2.    Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.

Базовую высоту проверяют:

-    ежегодно в летнее время;

-    после зачистки резервуара;

-    после капитального ремонта.

К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:

-    номер резервуара;

-    значение базовой высоты;

-    номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки;

-    сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке;

-    надпись «с понтоном» (при наличии понтона);

-    оттиск поверительного клейма.

2.1.3. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой периодической поверки резервуара.

2.1.4.    Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению    вместимости    и

градуировке). Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его    вместимость,    после

капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагается:

-    градуировочная таблица;

-    протокол калибровки;

-    эскиз резервуара;

-    журнал обработки результатов измерений при калибровке.

2.1.5.    Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель государственной метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица.

2.1.6 Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.

2.1.7.    Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации.

В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м :

-    со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;

-    со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;

-    с понтоном и плавающей крышей (без давления);

-    резервуары с защитной (двойной) стенкой;

-    резервуары с двойной стенкой;

-    резервуары. предназначенные для эксплуатации в северных

районах.

Горизонтальные надземные и подземные резервуары. рассчитанные на избыточное давление 0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3. 5. 10. 25. 50. 75. 100. 200 м .

2.1.8.    Новые типы резервуаров. предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами. а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем. для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР 50.2.009-94 ГСП. «Порядок проведения испытаний и утверждение типа средств измерений».

2.1.9.    В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

-3    -3

Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более; резервуары объемами 5000 м3 и более. расположенные непосредственно по берегам рек. крупных водоемов и в черте городской застройки.

33

Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 м3 до 10000 м3.

33

Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 м3 до 5000 м3.

2.1.10.    Типы. основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ 17032-71.

Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей.

Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так. чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости. например. вследствие деформации. прогибов или смещения резервуара. меток отсчета и встраиваемых деталей.

2.1.11.    Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84* и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта. условий эксплуатации. с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

2.1.12. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса). а также должны быть указаны следующие сведения:

-    порядковый номер резервуара (на уровне третьего пояса);

-    значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка);

-    положение сифонного крана «Н». «С». «В» (у сифонного крана);

-    значение базовой высоты (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка);

-    при наличии понтона надпись «С понтоном».

Допускается не наносить на резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО». если он находится на охраняемой территории. обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания. в том числе с внешней стороны ограждения.

2.1.13.    Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения. предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами. уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами.

2.1.14.    Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м горизонтальной поверхности земли до 1.5 кПа включительно.

В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов. а также технологических элементов и приспособлений. находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара.

2.1.15.    Плавающая крыша должна контактировать с продуктом. чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней.

2.1.16.    Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения.

Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.

Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов.

2.1.17.    Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.

Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.

2.1.18.    В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.

2.1.19.    При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию.

2.1.20.    Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.

2.2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой.

2.2.1.    Резервуары с защитной стенкой.

2.2.1.1.    Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

2.2.1.2.    Резервуары с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.

Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.

Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.

2.2.1.3.    Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80 % от высоты стенки основного резервуара.

Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.

Доступ в межстенное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара.

2.2.1.4.    Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.

Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.

2.2.1.5. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара.

2.2.1.6.    При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.

Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.

2.2.1.7.    Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:

-    первый - испытание основного резервуара;

-    второй - испытание защитного резервуара.

Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.

По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.

2.2.2. Резервуары с двойной стенкой.

2.2.2.1.    Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов обладают наибольшей эксплуатационной надежностью. Резервуары оснащены необходимой арматурой для подсоединения к технологическим системам, а также системами и приборами контроля герметичности межстенного пространства.

2.2.2.2.    На предприятиях-изготовителях согласно техническим требованиям резервуары подвергаются контролю качества сварных соединений: радиографическим методом, методом ультразвуковой дефектоскопии и т.п. Резервуары также испытываются на герметичность избыточным давлением воздуха 0,025 МПа в течение 30 минут или на прочность гидравлическим давлением равным 1,25 Ррад в течение 3 минут.

2.2.2.3.    Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - азотом или специальной жидкостью - этиленгликолем.

Жидкость (этиленгликоль) должна удовлетворять одновременно следующим требованиям; плотность ее должна превышать плотность нефтепродукта в

резервуаре, температура вспышки не должна быть ниже 100°С, она не должна вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в конструкции резервуара, и топливом.

2.2.2.4.    Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности межстенного пространства.

2.2.2.5.    Периодический контроль герметичности межстенного пространства двухстенных горизонтальных резервуаров может проводиться:

-    путем периодических пневматических испытаний. Испытания должны проводиться путем создания избыточного давления инертного газа в указанном пространстве;

-    путем периодического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство.

Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой откачки из него жидкости закрытым способом. Возможность образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена (например за счет устройства расширительного бака). Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть оборудован огнепреградителем.

2.2.2.6.    Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров достигается:

- путем непрерывного автоматического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство, с помощью соответствующего датчика-сигнализатора уровня;

-    путем непрерывного автоматического контроля падения давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика-сигнализатора давления.

Величина избыточного давления инертного газа не должна превышать 0,02 МПа. Для предотвращения повышения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан.

При разгерметизации системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и автоматически прекращается наполнение резервуара.

2.2.2.7.    Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований техникоэксплуатационной документации на технологические системы.

2.2.2.8.    Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).

2.2.2.9.    Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.

2.3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров

2.3.1 Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий

эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.

2.3.2.    Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.

Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:

-    дыхательные клапаны;

-    предохранительные клапаны;

-    стационарные сниженные пробоотборники;

-    огневые предохранители;

-    приборы контроля и сигнализации;

-    противопожарное оборудование;

-    сифонный водоспускной крап;

-    вентиляционные патрубки;

-    приемораздаточные патрубки;

-    люки-лазы;

-    люки световые;

-    люки измерительные;

-    диски-отражатели.

Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием:    дыхательными    клапанами. огневыми предохранителями.

измерительными люками. измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы.

2.3.3.    Резервуары. которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0°С. следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.

Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные резервуары.

2.3.4.    В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения. под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.

Диаметр диска выбирают. исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.

2.3.5.    Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (не менее двух). передающими сигнал на прекращение приема нефтепродукта или отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня. работающих параллельно.

При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства. соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом. исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

2.3.6.    Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки. а резервуары с понтоном (плавающей крышей). кроме того. должны иметь не менее одного люка. расположенного на высоте. обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках.

Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.

2.3.7.    Для осмотра внутреннего пространства резервуара. а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара. каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками. установленными на крыше резервуара (световые люки).

2.3.8. Средства автоматики. телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП). применяемые в резервуарных парках. предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса храпения. приема и отпуска нефтепродуктов.

Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческою учета. баланса и управления технологическими процессами

приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

2.3.9.    Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112ТНП-028-97.

2.3.10.    Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:

-    местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;

-    сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;

-    сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;

-    дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

-    местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;

-    пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

-    дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

-    сниженным пробоотборником;

-    сигнализатором верхнего положения понтона,

2.3.11.    Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Все средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР 45.2.009-94 «ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений».

2.3.12.    Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти наладку и приемочные испытания, подготовлен обслуживающий персонал.

2.3.13.    Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Госгортехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.

2.3.14.    Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с изменениями в схемах, записями и распоряжениями.

2.3.15.    Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в соответствии с графиками Ш1Р и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств автоматики, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями эксплуатационной документации, норм и правил Госстандарта России.

2.3.16.    Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом.

2.3.17.    Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой Планово-предупредительных ремонтов и рекомендациями заводов-изготовителей. График ППР утверждает главный инженер предприятия:

-    техническое обслуживание не реже одного раза в квартал;

-    текущий ремонт - не реже одного раза в год (кроме приборов систем контроля и защиты по загазованности приборов по технике безопасности).

Капитальный ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов должен выполняться не реже одного раза в 5 лет.

После капитального ремонта средства автоматики и КИП должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к новому оборудованию.

2.3.18.    Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодической поверке или калибровке согласно перечню средств измерений, составленному эксплуатирующим предприятием и согласованному с местным органом Госстандарта. Поверка осуществляется органами Государственной метрологической службы (ГМС) в соответствии с ПР 50.2.006-94 «ГСИ Порядок проведения поверки средств измерений».

2.3.19. При нарушениях в работе средств автоматики. телемеханики или контрольно-измерительных приборов необходимо устранить или правильно оценить повреждение. при необходимости перейти на ручное управление и сделать запись в оперативном журнале.

2.4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования

2.4.1. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должно проводиться на основании инструкций заводов-изготовителей. настоящих Правил и результатов осмотров. с учетом условий эксплуатации.

Технический надзор за эксплуатацией резервуара возлагается на квалифицированного работника и выполняется на основе осмотра основного оборудования.

Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен проводиться по календарному графику и срокам. приведенным в таблице 1.

Сроки текущего обслуживания оборудования резервуаров.


Таблица 1

Наименование оборудования

Сроки обслуживания

Люк замерный. световой

При каждом пользовании. но не реже 1 раза в месяц (люки световые без вскрытия).

Дыхательный клапан

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха. При температуре окружающего воздуха ниже -30°С (особенно при хранении нефтепродуктов с положительными температурами) слой инея может достигать нескольких сантиметров. что может привести к заклиниванию тарелок и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо проводить через 3 - 4 дня. а иногда и чаще

Предохранительный (гидравлический) клапан

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха.

Огневой предохранитель

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. При положительной температуре воздуха 1 раз в месяц.

Диск-отражатель

1 раз в квартал

Вентиляционный патрубок

1 раз в месяц

Пеногенераторы

1 раз в месяц

Прибор для измерения уровня

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. но не реже 1 раза в месяц.

Приемораздаточные патрубки

Каждый раз при приеме-отпуске. но не реже 2 раз в месяц

Перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке

Каждый раз при приеме-отпуске. но не реже 2 раз в месяц.

Задвижка (запорная)

Каждый раз при приеме-отпуске. но не реже 2 раз в месяц.

Сифонный кран

Каждый раз при приеме-отпуске. но не реже 2 раз в месяц.

Устройства измерения массы

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Местные дистанционные измерители уровня

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Приборы измерения температуры

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Сигнализаторы максимального уровня

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Пожарные извещатели и средства включения системы пожаротушения

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Дистанционный сигнализатор загазованности

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Сигнализатор верхнего положения понтона

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

График осмотра утверждается главным инженером предприятия. Результаты осмотра вносятся в журнал осмотра основного оборудования и арматуры (приложение 3 ).

Осмотр резервуаров и оборудования проводится старшим по смене при вступлении на дежурство. Об обнаруженных дефектах следует сообщить руководству предприятия, принять меры к устранению неисправностей и занести соответствующие сведения в журнал.

2.4.2.    Осадка основания каждого резервуара систематически контролируется. Первые четыре года при эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайков днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, не реже, чем через 6 месяцев. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование основания.

2.4.3.    В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений, а также мест присоединения арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи необходимо подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки.

2.4.4.    При осмотре резервуарного оборудования необходимо:

- следить за исправным состоянием измерительного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резьбы гайки-барашка, направляющей планки, плотностью прилегания крышки;

-    обеспечивать эксплуатацию дыхательных клапанов и огневых предохранителей в соответствии с технической документацией и инструкциями предприятий-изготовителей;

-    проверять качество и проектный уровень масла в предохранительном (гидравлическом) клапане, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;

-    следить за горизонтальностью положения диска-отражателя, прочностью его подвески;

-    следить за правильностью положения герметизирующей крышки в пеногенераторах ГВПС-2000, ГВПС-600, ГВПС-200 (прижим крышки должен быть равномерным и плотным), за целостностью сетки кассет, следить нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки. В случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене;

проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

-    проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем в пробоотборнике стационарного типа, следить нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т.п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;

-    проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) трубы в приемо-раздаточных патрубках (подъем должен быть легким и плавным); следить за исправным состоянием троса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;

-    проверять наличие надежного утепления резервуарных задвижек в зимнее время и, в необходимых случаях, во избежание их замерзания, спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;

-    проверять нет ли течи в сальниках сифонного крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;

-    следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков), отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин в соответствии с «Инструкцией по ремонту резервуаров»;

-    следить за состоянием сварных швов резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в основном металле и сварных швах);

-    следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных соединений);

-    следить за исправностью автоматизированных средств измерения уровня, объема, массы нефтепродуктов в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей;

-    следить за наличием и исправностью устройств молниезащиты;

- следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин), должен быть отвод ливневых вод по лотку;

-    следить за наружным и внутренним состоянием трассы канализационной сети резервуарного парка, ливневых и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен, местах входа и выхода труб, хлопушки, тросе хлопушки, не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтом или снегом), следить за состоянием крышек колодцев.

2.4.5. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана, что может препятствовать нормальному подъему тарелок клапана и уменьшать их пропускную способность. Сроки между осмотрами устанавливаются в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.

2.5. Требования к территории резервуарных парков.

2.5.1.    Резервуарные парки должны соответствовать нормам проектирования промышленных предприятий. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

2.5.2.    На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуара:

-    тип резервуара, наличие понтона (плавающей крыши);

-    номер резервуара по технологической схеме;

-    фактическая высота резервуара до верхнего уторного уголка, м;

-    фактическая высота резервуара до врезки пеногенератора, м;

-    максимально допустимый уровень нефтепродукта, м:

-    минимально допустимый уровень нефтепродукта, м;

-    аварийный уровень нефтепродукта, м;

-    максимально допустимая производительность закачки, м3/ч;

-    максимально допустимая производительность откачки, м3/ч;

3

-    геометрическая вместимость резервуара, м ;

-    пропускная способность дыхательного клапана, м3/ч;

•з

-    пропускная способность предохранительного (гидравлического) клапана, м3/ч;

-    тип и количество дыхательных клапанов:

-    тип и количество предохранительных клапанов;

-    тип и количество огневых предохранителей;

-    средства измерения и контроля уровня;

-    средства измерения и контроля температуры;

-    средства измерения массы нефтепродукта.

Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения.

2.5.3.    Технологические карты резервуарных парков утверждает и переутверждает каждые 2 года (при изменении технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер предприятия.

2.5.4. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов без ведома главного инженера предприятия запрещается.

2.5.5.    При наличии в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.

При смене сортов нефтепродуктов подготовка резервуара к заполнению должна соответствовать ГОСТ 1510-84* «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». Резервуары с понтонами рекомендуется использовать только для хранения бензинов.

2.5.6.    При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-

химическим свойствам.

Запрещается объединять резервуары с этилированным и неэтилированными бензинами обшей газовой обвязкой.

2.5.7.    В пределах одной группы наземных резервуаров согласно действующих нормативно-технических документов следует отделять внутренними земляными валами или ограждающими стенами:

33

-    каждый резервуар вместимостью 20000 м и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м ;

-    резервуары с этилированными бензинами от других резервуаров группы.

•з

Внутренний земляной вал или ограждающая стена должны быть высотой 1.3 м для резервуаров вместимостью 10000 м3 и более. для остальных резервуаров - 0.8 м.

2.5.8.    Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть устроены лестницы-переходы шириной не менее 0.7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров. В отдельных случаях допускается по согласованию с органами Госпожнадзора МЧС РФ. устройство двух лестниц вместо четырех.

Между переходами через обвалование (ограждающую стену) и стационарными лестницами на резервуарах устраиваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0.75 м.

2.5.9.    Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов. которые не соединены с резервуарами.

2.5.10.    Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке. своевременно очищаться от растительности.

Не допускается засорение территории. размещение на ней горючих материалов и предметов. а также загрязнение нефтепродуктами. скопление подтоварной воды.

2.5.11.    Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством предприятия с местными органами Госпожнадзора МЧС Российской Федерации.

2.5.12.    Сточные воды. образующиеся при периодической зачистке резервуаров в процессе их эксплуатации. не допускается сбрасывать в сеть производственно-ливневой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственно-ливневой канализации на очистные сооружения.

Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-ливневой канализации даже в аварийных случаях не допускается.

2.5.13.    В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую чистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслуживание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз. наливных пунктов. перекачивающих станций и АЗС».

2.5.14.    Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение в соответствии с требованиями СНиП 23-05-95* «Естественное и искусственное освещение» и СНиП 2.11.03-93. Устройство электроосвещения должно соответствовать требованиям «Правил устройства электроустановок ».

Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы на мачтах. расположенных за обвалованием.

Осветительные устройства. установленные в пределах обвалования резервуаров. должны быть во взрывозащищенном исполнении в соответствии с установленными требованиями.

2.5.15.    В каждом резервуарном парке должен быть выделен резервуар или группа резервуаров для аварийного сброса нефтепродукта из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепродуктопроводов при остановке нефтепродуктопровода из-за отсутствия связи с диспетчером; для защиты концевого участка продукта провода от повышения давления при непредвиденных обстоятельствах; для защиты от перегрузки подпорных насосов и др.

2.5.16.    При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру. огневые предохранители. уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

2.5.17. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары. расположенные в зоне возможного затопления в период паводка. должны быть

заблаговременно подготовлены к паводку; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливают водой на расчетную высоту.

3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1.    Технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов из резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями РД153-39.4-041-99 «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов».

При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/ч до момента заполнения конца приемораздаточного патрубка.

При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 3,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из полимерных материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

Нефтепродукты в резервуар должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струей не допускается.

Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, и по возможности, струя нефтепродукта должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть такими, чтобы исключить разбрызгивание.

3.2.    Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении производительности наполнения и опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми показателями.

3.3.    При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.

3.4.    Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по письменному указанию (телефонограмме) ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.

3.5.    Перекачка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам должна выполняться в соответствии с РД 153-39.4-041-99 и ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами».

Нефтепродукты, перекачка которых допускается по одному технологическому трубопроводу, приведены в ГОСТ 1510 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортировка и хранение».

Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным технологическим трубопроводам, должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

3.6.    Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны записываться в журнал телефонограмм, рабочий журнал, режимный лист.

3.7.    Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку.

3.8. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть, задвижки свободного резервуара и убедиться, что в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки заполненного резервуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

3.9.    Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии.

3.10.    Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов пены и температурного расширения нефтепродукта при нагревании.

3.11.    На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар. оборудованный понтоном. должен иметь ограничитель максимального уровня. В случае отсутствия ограничителя оперативно измерять уровень нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту) через промежутки времени. гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.

3.12.    Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном. если в технологических или магистральных трубопроводах после ремонтных работ остался воздух.

3.13.    Измерение массы. уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах. эксплуатирующихся с избыточным давлением. должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников. предусмотренных проектами и допущенных в обращение в установленном порядке.

3.14.    Учетно-расчетные операции между поставщиком и потребителем осуществляются в соответствии с «Инструкцией по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах» РД 153-39-011-97.

4. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ

4.1.    Зачистку резервуаров следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов» с учетом требований пожарной безопасности В1ШБ 01-03-96 и ПОТ Р О-112-002-98.

4.2.    Резервуары должны периодически зачищаться согласно требованиям ГОСТ 1510 [42]:

-    не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей. авиационных бензинов. авиационных масел и их компонентов. прямогонных бензинов. Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;

-    не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

-    не менее одного раза в два года - для остальных масел. автомобильных бензинов. дизельных топлив. парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов;

-    по мере необходимости - для моторных топлив. мазутов.

Резервуары зачищаются также при необходимости смены сорта нефтепродукта. пирофорных отложений. ржавчины и воды. ремонта. при проведении полной комплексной дефектоскопии.

4.3.    Технология зачистки резервуаров включает технологические операции в соответствии с требованиями Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов.

4.4.    Подготовка резервуара к зачистке включает организационно-технические мероприятия. прокладку вспомогательных трубопроводов для воды. пара. подготовку и установку оборудования для механизированной зачистки и др.

С учетом особенностей эксплуатации резервуаров и других факторов следует разработать рабочие инструкции по зачистке конкретных резервуаров.

4.5.    На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск установленной формы (выполнение работ повышенной опасности) (приложение 4).

К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования (выкачки остатка. мойки. дегазации. обезвреживания. удаления продуктов зачистки и др. операций).

Перечень подготовительных мероприятий. состав и последовательность операций зачистки за подписью ответственного лица указывается в наряде-допуске.

4.6.    Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из инженерно-технических работников.

Перед началом работ по зачистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносится в наряд-допуск лицами. ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступать к работе не разрешается.

4.7.    Контроль за организацией и безопасностью работ по зачистке осуществляется главным инженером и инженером по технике безопасности или лицом, назначенным приказом из числа инженерно-технических работников.

4.8.    Резервуар, подлежащий зачистке, освобождается от остатка нефтепродукта по зачистному трубопроводу-шлангу. Для более полного освобождения резервуара от остатков нефтепродуктов производится подъем их на «воду», затем обводненный нефтепродукт направляется в разделочный резервуар (резервуар-отстойник), а вода сбрасывается на очистные сооружения или сборную емкость.

4.9.    Переносное оборудование, применяемое при зачистке резервуаров, должно быть взрывозащищенного исполнения. Электрические кабели должны соответствовать классу взрывоопасной зоны.

4.10.    При опорожнении резервуара и откачке остатка нефтепродукта («мертвого» остатка) скорость движения нефтепродукта устанавливается регулировкой производительности насоса в соответствии с требованиями по защите резервуаров от статического электричества.

4.11. Откачка «мертвого» остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов (с температурой вспышки до 61°С) разрешается только при герметично закрытых нижних люках.

4.12.    После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединяют от всех трубопроводов путем установки заглушек с указателями-хвостовиками.

Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал.

4.13.    На период подготовки и проведения в резервуаре зачистных работ должны быть прекращены технологические операции по наполнению (опорожнению) резервуаров, находящихся в одном каре ближе 40 м от зачищаемого.

Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов готовят к зачистке в соответствии с требованиями «Инструкции по борьбе с пирофорными соединениями».

4.14.    При зачистке резервуаров от сернистых нефтепродуктов необходимо соблюдать меры безопасности в соответствии с требованиями ВШ1Б 01-03-96.

4.15.    При зачистке резервуаров из-под этилированного бензина необходимо контролировать содержание паров ТЭС в воздушном пространстве резервуара, которое не должно превышать значения ПДК (приложение 5).

В случае превышения содержания паров нефтепродуктов и ТЭС значений ПДК необходимо прекратить работы по зачистке и удалению остатков и продолжить вентилирование до безопасного содержания указанных веществ.

4.16. Обезвреживание от тетраэтилсвинца (ТЭС) производится водным 0,1 %-ным раствором перманганата калия с помощью насоса и распылителя (форсунки).

4.17.    Во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара напылением раствора перманганата калия допуск людей в резервуар не разрешается.

Бригада рабочих по зачистке резервуара должна быть обеспечена профилактическими средствами дегазации: хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом и аптечкой доврачебной помощи.

4.18.    В процессе мойки должен быть обеспечен отстой моющей жидкости в резервуаре-отстойнике. Содержание растворенных нефтепродуктов в моющей жидкости не должно превышать 1500 мг/л.

По достижении этого содержания нефтепродуктов моющую жидкость следует отстоять, отделить от нефтепродуктов или заменить на новую (чистую).

Запрещается сбрасывать в канализацию очистных сооружений продукты зачистки резервуаров.

Промывную воду допускается сбрасывать в канализацию только после предварительного отстаивания.

4.19.    Механизированную мойку резервуаров выполняют с помощью моечных машинок и гидромониторов типа ММП-2/11, ММП-3/11, Г-15, ММ-200, ММС-100.

При использовании в качестве моющей жидкости свободных струй холодной или горячей воды, водных растворов технических моющих средств (ТМС) на основе присадок типа МЛ-51, МЛ-52, МЛ-72, МС-6, МС-9, Лабомид 101, Лабомид 102, Темп-100 и др. негорючих водных растворов ТМС перед мойкой проводят предварительную дегазацию, т.е. снижение концентрации паров нефтепродукта до концентрации не более 2 г/м .

4.20.    Мойка резервуаров свободными струями растворяюще-эмульгирующих средств типа «Термос», «Эмульсин», растворителями (дизельное топливо, керосин, уайт-спирит и т.п.) и другими моющими средствами, приготавливаемыми на основе керосина, дизельного топлива, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

4.21.    Перед началом работы в резервуаре необходимо определить содержание кислорода и паров нефтепродукта в газовом пространстве резервуара.

Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88* «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

4.22.    Дегазация резервуаров принудительным вентилированием должна проводиться в соответствии с «Временной инструкцией по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции» и «Дополнением к этой инструкции для резервуаров, оборудованных понтонами».

Для вентилирования должны использоваться вентиляторы в пожаровзрывобезопасном исполнении.

4.23.    До начала и в процессе дегазации проводят контроль концентрации паров нефтепродукта. Пробы паровоздушной смеси в процессе дегазации отбирают на выходе из резервуара с периодичностью 0,5 - 1,0 час.

Для отбора проб в основании газоотводной трубы должен быть вмонтирован угольник из трубки диаметром 6 мм, один конец которого длиной 100 мм должен быть направлен навстречу потоку выходящей газовоздушной смеси, а к другому (наружному) подключаются трубки газоанализатора.

Контроль газовоздушной среды внутри резервуара следует выполнять с помощью следующих приборов:

-    газоанализаторы ГХП-3М, АМ-5, ГВ-3, АНТ-2М;

-    хроматограф «Газохром 310», ХПМ-2, ХПМ-3.

Допускается применять другие аналогичные промышленные газоанализаторы, разрешенные для этих работ.

4.24.    В зависимости от назначения зачистки резервуара качество дегазации необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:

-    не более 0,1 г/м (0,002 % по объему) в соответствии с требованиями В1ШБ 01-03-96 /52/ для резервуаров перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;

-    не более 2,0 г/м (0,04 % по объему) при выполнении огневых работ без пребывания рабочих внутри резервуара;

4.25.    Работы, связанные с пребыванием рабочих внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.    При достижении    в

резервуаре требуемой концентрации вентилятор отключается.

4.26.    Наземные резервуары типа РВС остаются под наблюдением в течение двух часов, подземные и заглубленные резервуары - в течение    15    - 16 часов.

Если по истечении указанного времени концентрация паров нефтепродукта не увеличивается, дегазация считается законченной.

В случае увеличения концентрации паров в резервуаре дегазация продолжается.

После напыления раствор выдерживают в резервуаре не менее 4 ч, после чего откачивают по зачистной линии. Резервуар обмывается чистой водой через распылитель.

Эффективность обезвреживания контролируют анализом проб воздуха на содержание в нем ТЭС. Остаточное количество ТЭС в воздухе не должно быть более ПДК. Результаты анализа заносят в специальный журнал.

5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ

Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна выполняться с учетом требований СПиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии», выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозионной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения» и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений. Рабочие чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.

В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны.

5.1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий

5.1.1. Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами включает следующие операции:

-    подготовительные работы;

-    подготовка внутренней поверхности резервуара под окраску;

-    нанесение лакокрасочного материала и его сушка;

-    контроль качества покрытия;

-    заделка технологических отверстий и их окраска.

5.1.2.    При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности. находящиеся на открытом воздухе.

Для средне- и сильноагрессивных сред применяют следующие системы лакокрасочных покрытий:

-    грунт ВЛ-08. эмаль ЭП-56;

-    шпатлевка ЭП-00-10. эмаль ЭП-773;

-    эмаль ЭП-51116.

Для антикоррозийной защиты резервуаров и их герметизации рекомендуются также клеевые композиции «Спрут-МП». «Спрут-5МДИ». «Спрут-4».

5.1.3.    Антикоррозионную защиту резервуаров рекомендуется начинать с крыши. Затем покрываются стенки и в последнюю очередь днище. В резервуарах с плавающей крышей в первую очередь покрывается нижняя часть крыши. днище резервуара и участок стенки между плавающей крышей и днищем резервуара. затем производится постепенное заполнение резервуара водой и работы ведутся с плавающей крыши. При этом покрываются стенки резервуара и верхняя часть плавающей крыши. Такая же последовательность операций используется в резервуарах с понтоном.

5.1.4.    В проекте нанесения покрытия на резервуары должны быть указаны:

-    степень очистки подготавливаемой поверхности и методы обработки;

-    рекомендуемые системы покрытий. количество слоев и общая толщина изоляционного слоя.

5.1.5.    Контроль состояния покрытия производится визуально после очистки резервуара от хранимого продукта. Поврежденные участки подлежат восстановлению. Каждые 3 года покрытие следует обновлять.

5.1.6.    Транспортирование. хранение. подготовка к нанесению лакокрасочного покрытия должно отвечать требованиям ГОСТ 9980. ГОСТ 6613. ГОСТ 8420.

5.2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий

5.2.1.    Технология получения комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий состоит из трех самостоятельных процессов:

-    абразивной подготовки поверхности;

-    нанесения металлизационного слоя;

-    нанесение покрытия из полимерных материалов.

5.2.2. Подготовка металлоконструкций резервуара (удаление парафинов. ржавчины. шлаков и других загрязнений. а также придание определенной шероховатости поверхности металла) осуществляется абразивно-струйной обработкой.

Для абразивно-струйной обработки используется сухой песок с размером гранул 0.2...2.0 мм.

Масляные. жировые загрязнения поверхности резервуара. а тающее замасливание абразива. наличие влаги не допускаются.

5.2.3.    Шероховатость поверхности металла должна быть не более Rz40 по ГОСТ 2789-73* «Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики» и СНиП 3.06.04.

5.2.4.    Перед нанесением металлизированного слоя поверхность резервуара обеспыливается.

5.2.5.    Для напыления используется калиброванная. гладкая и чистая проволока марки АПТ (ГОСТ 28302-89).

Толщина покрытия должна быть 160...200 мкм в соответствии с ГОСТ 9304-69* Фрезы торцевые насадные. Типы и основные размеры.

5.2.6.    В качестве лакокрасочного материала применяются эмали на основе эпоксидных смол типа «Полак ЭП-21» ТУ-2313-002-2421693.

5.2.7.    Лакокрасочное покрытие состоит из 2-х слов:

-    пропитывающий слой. заполняющий поры металлизационного покрытия. толщиной 50...70 мкм;

-    покрывающий слой толщиной 110...130 мкм. Покрывающий слой наносится только после полной полимеризации пропитывающего слоя.

5.2.8.    Транспортирование. хранение. подготовка к нанесению лакокрасочного покрытия должно отвечать требованиям ГОСТ 9980. ГОСТ 6613. ГОСТ 8420.

5.3.1.    Проектирование протекторной защиты следует проводить с учетом общей минерализации, щелочности, газового состава подтоварных вод.

В качестве протекторного материала для защиты стальных резервуаров применяют магниевые, цинковые и алюминиевые сплавы. Расчет протекторной защиты и выбор сплава следует производить согласно ВСН 158-83 «Инструкция по протекторной защите внутренней поверхности нефтяных резервуаров от коррозии».

5 3.2. При монтаже протекторной защиты выполняются следующие работы:

-    подготовка протекторов к установке;

-    разметка днища;

-    подготовка мест для установки протекторов в резервуаре;

-    приварка к днищу контактного стержня в случае магниевых протекторов типа ПРМ или крепящей арматуры алюминиевых или цинковых контактов.

5.3.3.    Подготовку протекторов выполняют в специальном помещении с принудительной вентиляцией или на площадке. Она состоит в основном в нанесении изоляции кистью на нижнюю и часть боковой поверхности протектора.

5.3.4.    Протекторы размещают на днище и стенках резервуара так, чтобы величина защитного потенциала резервуар - подтоварная вода в промежутках между протекторами и по краям днища была не менее защитного потенциала.

Протекторы на днище резервуара следует располагать по концентрическим окружностям. В зоне приемо-раздаточного патрубка плотность расстановки протекторов на днище должна увеличиться в 2 раза.

На боковой стенке резервуара протекторы должны размещаться по окружности на высоте равной радиусу защиты одного протектора от днища и на расстоянии друг от друга, равном двум радиусам защиты протектора.

5.3.5. Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и продуктов коррозии. На очищенную поверхность наносят изоляцию, за исключением места сварки, аналогичную изоляции протектора.

5.3.6.    Контакт протектора с днищем резервуара осуществляют путем приварки к нему стальной арматуры, а протекторов типа ПРМ - с помощью стального стержня.

Места контактов протекторов с днищем резервуара изолируют эпоксидной смолой.

5.3.7.    Техническое обслуживание протекторной защиты заключается в контроле эффективности протекторной защиты и периодической замене изношенных протекторов.

Эффективность протекторной защиты проверяют путем измерения потенциала резервуара. Результаты измерений записывают в специальный журнал.

Потенциал резервуара измеряют мультивольтамперметром с помощью специального медносульфатного электрода сравнения. При этом прибор заключается в разрыв цепи электрод сравнения - резервуар.

Перед измерением электрод через отверстия заполняют насыщенным раствором медного купороса до нижних кромок боковых отверстий в корпусе.

Замену изношенных протекторов производят в соответствии с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным главным инженером предприятия. План составляется с учетом срока службы протекторов и эксплуатационных данных об их работе.

5.4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров

5.4.1.    Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из 1-го слоя грунтовки ГФ-021 или ГФ-0163 и 2-х слоев эмали. Выбор цвета покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей. Периодически окраску наружной поверхности необходимо обновлять.

5.4.2.    Для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумнорезиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты.

5.4.3.    Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт или скопление дождевой воды по контуру резервуара.

5.4.4. Основной и дополнительной защитой от почвенной коррозии является соответствующая гидроизоляция и катодная защита, выполненная по специальным проектам.

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1. Промышленная безопасность

6.1.1.    Требования промышленной безопасности должны соблюдаться согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и Постановлению Правительства РФ «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах» с использованием «Методических рекомендаций по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах» РД 04-355-00.

6.1.2.    Нефтебазы входят в состав опасных производственных объектов и подлежат регистрации в государственном реестре в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

6.1.3.    РУКОВОДСТВО резервуарного парка в процессе его эксплуатации обязано:

-    соблюдать положения Федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

-    обеспечивать укомплектованность штата работников цеха (резервуарного парка) в соответствии с установленными требованиями;

-    допускать к работе лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к работе на резервуарах и в резервуарных парках;

-    обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;

-    иметь нормативные технические документы и инструкции, устанавливающие правила ведения работ в резервуарном парке;

-    обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями:

-    предотвращать проникновение в резервуарный парк посторонних лиц;

-    обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению нефтепродуктов;

-    выполнять распоряжения и предписания Федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц, отдаваемые ими в соответствии с полномочиями;

-    приостанавливать эксплуатацию резервуаров по предписанию федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц в случае аварии или инцидента в резервуарном парке, а также в случае обнаружения вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность;

-    осуществлять мероприятия по ликвидации и локализации последствий аварий в резервуарном парке, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварий;

-    принимать участие в техническом расследовании причин аварии в резервуарном парке, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий;

-    принимать участие в анализе причин возникновения инцидента в резервуарном парке, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных инцидентов;

-    принимать меры по защите жизни и здоровья работников в случае аварии в резервуарном парке;

-    вести учет аварий и инцидентов в резервуарном парке.

6.1.4.    Работники при обслуживании резервуарного парка обязаны:

-    соблюдать требования нормативных актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ в резервуарном парке и порядок действий в случае аварии или аварийной ситуации в резервуарном парке;

-    проходить подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности;

-    незамедлительно ставить в известность своего непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или

инциденте в резервуарном парке;

-    в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента в резервуарном парке;

-    в установленном порядке участвовать в проведении работ по локализации аварии в резервуарном парке.

6.1.5.    В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии необходимо планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий в резервуарном парке.

6.1.6.    Администрация предприятия обязана организовывать и осуществлять производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности в соответствии с требованиями, устанавливаемыми нормативными правовыми документами.

6.1.7.    По каждому факту возникновения аварии в резервуарном парке проводится техническое расследование ее причин.

Работники обязаны представлять комиссии по техническому расследованию причин аварии всю информацию, необходимую указанной комиссии для осуществления своих полномочий.

6.1.8. Работники, нарушающие требования норм и правил промышленной (технической, пожарной, экологической) безопасности и охраны труда, несут ответственность в соответствии с законодательством РФ.

6.1.9.    Выдача руководителями указаний или распоряжений, вынуждающих подчиненных работников нарушать правила и инструкции безопасности,

самовольно возобновлять работы, приостановленные представителями контролирующих органов, а также бездействие руководителей    по    устранению

нарушений, которые допускаются в их присутствии подчиненными работниками, являются грубыми нарушениями норм безопасности.

6.1.10.    Незнание работниками законодательства по промышленной безопасности и охране труда, правил и норм безопасности в пределах круга их должностных обязанностей и выполняемой работы не снимает с них ответственности за допущенные нарушения.

6.1.11.    При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную систему, или заполнении    его    другим    сортом

нефтепродукта его необходимо отключить от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

6.1.12. В пониженных участках газопроводов монтируются дренажные устройства, состоящие из задвижек, конденсатосборников, насосов для откачки конденсата.

6.1.13.    Для эффективной работы газоуравнительной системы в процессе эксплуатации резервуара необходимо:

-    обеспечивать синхронность операций по закачке и выкачке резервуаров по времени и производительности;

-    поддерживать полную герметичность системы;

-    регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательных клапанов резервуаров;

-    спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в конденсатосборник с дальнейшей его откачкой в резервуары;

-    утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.

6.1.14.    В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом.

Допускается проведение измерений уровня и отбор проб вручную при соблюдении следующих условий:

-    резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

-    отбирают пробу или измеряют уровень, измерительный люк плотно закрывают и затягивают;

-    открывают задвижку на газовой обвязке.

6.1.15.    В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст., допускается измерять уровень и отбирать пробы через измерительный люк после прекращения движения жидкости с соблюдением требований безопасности. Перед отбором проб нефтепродукта пробоотборник должен быть заземлен.

При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте, откорректированной при ежегодной проверке.

6.1.16.    При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно собрать и зачистить поверхность. Оставлять на крыше ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

6.1.17.    Эксплуатация, надзор, ревизия и ремонт технологических трубопроводов должны производиться в соответствии с инструкцией, разработанной на основе требований ПБ 03-108-96 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

Надзор за правильной эксплуатацией технологических трубопроводов ежедневно осуществляет лицо. ответственное за безопасную эксплуатацию резервуаров и трубопроводов; периодически - служба технического надзора совместно с руководством цеха и лицом. ответственным за безопасную работу резервуаров и трубопроводов. не реже одного раза в год.

6.1.18.    За арматурой технологических трубопроводов. как наиболее ответственных элементов коммуникаций. должен быть организован постоянный и тщательный надзор за исправностью ее. а также за своевременным и высококачественным проведением ревизии и ремонта.

6.1.19.    Применяемая трубопроводная арматура (в том числе приобретенная по импорту) должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2-063-81* «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности». Арматура должна поставляться с эксплуатационной документацией. в том числе с паспортом. техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.

6.1.20. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопаты. мешки с песком. лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

6.1.21. Эксплуатация резервуаров и технологических трубопроводов. отработавших расчетный срок службы. допускается при получении технического заключения о возможности его дальнейшей работы и разрешения в порядке. установленном нормативными документами.

6.2. Пожарная безопасность

6.2.1.    При эксплуатации резервуаров должны соблюдаться требования пожарной безопасности. установленные «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» Ш1Б 01-03. В1ШБ 01-03-96. СНиП 2.11.03-93. «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения» ВШ1Б 01-01-94.

6.2.2. За герметичностью резервуаров и их оборудования должен быть установлен контроль. При появлении отпотин. трещин в швах и в основном металле стенок или днища не допускается заварка трещин на резервуарах без приведения их во взрывопожаробезопасное состояние в соответствии с требованиями «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» РД 09364-00. Запрещается эксплуатация резервуаров. давших осадку более допустимого. имеющих негерметичность. а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров. соединений трубопроводов. прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.

6.2.3.    Траншеи. прорытые при прокладке или ремонте трубопроводов внутри обвалования и через обвалование. по окончании этих работ должны быть немедленно засыпаны. а обвалование восстановлено. При длительных перерывах в работе (выходные. праздничные дни) должно быть устроено временное обвалование.

Запрещается уменьшать высоту обвалования или ограждающей стены. установленную проектом.

6.2.4. Люки. служащие для измерения уровня и отбора проб нефтепродукта из резервуаров. должны иметь герметичные крышки. а фланцы иметь канавки и кольца с внутренней стороны из металла. исключающего искрообразование.

6.2.5.    Ручной отбор проб нефтепродуктов и измерение уровня с помощью рулетки с лотом через люк резервуара допускаются не ранее. чем через 2 часа после прекращения движения жидкости (когда она находится в спокойном состоянии). Перед отбором проб нефтепродуктов пробоотборник должен быть заземлен.

6.2.6.    По периметру и внутри резервуарных парков должны быть вывешены знаки безопасности. выполненные в соответствии с ГОСТ 12.4.026 и определяющие противопожарный режим на их территории (запрещение разведения открытого огня. ограничение проезда автотранспорта и др.)

6.2.7.    При попадании нефтепродукта в каре обвалования должны быть приняты срочные меры по его ликвидации и санации грунта.

6.2.8.    Проведение огневых работ на территории резервуарного парка допускается только в строгом соответствии с требованиями РД 09-364-00. Ш1Б 0193*. ВППБ 01-03-96.

6.2.9.    Во избежание перекоса и потопления понтонов в процессе эксплуатации резервуаров должны предусматриваться специальные мероприятия. обеспечивающие плавное и равномерное перемещение понтонов.

6.2.10.    Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек можно применять только пар. горячую воду или нагретый песок. а также электроподогрев оборудованием во взрывозащищенном исполнении. Применение открытого огня не допускается.

6.2.11.    Запрещается использовать в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки нефтепродуктов гибкие рукава резиновые. пластмассовые и т. п.

6.2.12.    Отбирать пробы ЛВЖ и ГЖ из резервуаров и измерять уровень нефтепродуктов во время грозы, а также во время закачки или откачки нефтепродукта запрещается.

6.2.13.    Запрещается во время грозы проводить работы по зачистке и дегазации резервуаров.

6.2.14.    Все работники предприятий должны допускаться к работе только после прохождения противопожарного инструктажа.

Противопожарное оборудование, установленное на резервуаре, должно соответствовать проекту.

Противопожарное оборудование подразделяется на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

Оборудование пенного тушения должно быть установлено на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Оборудование пенного тушения состоит из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, выведенных за обвалование, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При реконструкции резервуарного парка противопожарное оборудование необходимо привести в соответствие с требованиями СНиП 2.11.03-93.

Стационарные установки охлаждения должны быть установлены на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 при выводе резервуара на капитальный ремонт.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения - оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

6.3. Требования охраны труда

6.3.1. При эксплуатации резервуаров общие нормы и требования безопасности, связанные с обустройством территории, размещением и взаимным расположением резервуаров и запорной арматуры должны соответствовать СНиП 2.11.03-93, ПОТ Р Q-112-002-98, РД 153-39.4-041-99, ПОТ Р М-021-2002.

6.3.2.    Общее руководство работой по охране труда возлагается на директора предприятия. Непосредственный контроль обеспечения безопасных условий и охраны труда осуществляет главный инженер.

В цехах, на производственных участках руководство работой по обеспечению безопасных условий и охраны труда возлагается на руководителей этих подразделений.

6.3.3.    Для обеспечения соблюдения требований охраны труда, осуществления контроля за их выполнением на предприятии должна быть создана служба охраны труда или введена должность специалиста по охране труда, имеющего соответствующую подготовку и опыт работы в этой области. Численность работников службы охраны труда определяется по «Межотраслевым нормативам численности работников службы охраны труда на предприятии».

6.3.4.    При организации работ по охране труда следует учитывать специфику производства, определяемую опасными свойствами нефтепродуктов: испаряемостью, токсичностью, способностью электризоваться, взрывопожароопасностью.

6.3.5.    Руководитель предприятия обязан организовывать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в период трудовой деятельности) медицинских осмотров работников за счет работодателя в соответствии с законом «Об основах охраны труда в Российской Федерации» и «Положением о проведении обязательных предварительных при поступлении на работу и периодических медицинских осмотров работников». При проведении этих осмотров руководствуются конкретными условиями труда с учетом Перечня тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда.

При этом необходимо учитывать общие ограничения на тяжелые работы и работы с вредными и опасными условиями труда, работы, запрещающие труд женщин и лиц моложе восемнадцати лет, в соответствии с Законом.

6.3.6.    Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и проверки знаний в целом по предприятию возлагается на руководителя предприятия, а в подразделениях (цех, участок) на руководителя подразделения.

Периодичность проверки знаний по охране труда и ответственности руководителей подразделений, специалистов и рабочих должны соответствовать требованиям РД 153-39.4-041-99.

Своевременность обучения по безопасности труда работников предприятия контролирует отдел (бюро, инженер) охраны труда или работник, на

которого возложены эти обязанности приказом руководителя предприятия.

6.3.7.    Внеплановый и целевой инструктаж проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.004.

6.3.8.    Работники должны быть обеспечены инструкциями по охране труда, утвержденными в установленном порядке. Инструкции должны быть разработаны как для отдельных профессий, так и на отдельные виды работ, на основе типовых инструкций по охране труда, эксплуатационной и ремонтной документации предприятий изготовителей оборудования, конкретных технологических процессов.

В качестве инструкций для работников могут быть применены непосредственно типовые инструкции.

Все работники обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей действующие инструкции, правила охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.

6.3.9.    Работник обязан:

-    соблюдать требования охраны труда:

-    правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты:

-    проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний требований охраны труда:

-    немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае, происшедшем на производстве, или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о проявлении признаков острого профессионального заболевания (отравления);

-    проходить обязательные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования).

6.3.10.    Работники цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами.

Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей работникам проверяют и испытывают в соответствии с установленными требованиями.

Запрещается проводить работы внутри резервуаров, где возможно создание взрывоопасных паровоздушных смесей, в комбинезонах, куртках и другой верхней одежде из электризующихся материалов. Работы разрешается проводить только в спецодежде.

6.3.11.    На каждом производственном участке должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню, согласованному с медицинскими службами.

Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

6.3.12.    Запрещается въезд на территорию резервуарных парков в период выполнения ремонтных работ автомобилей, в том числе снабженных газобаллонными установками, тракторов и другого механизированного транспорта, не оборудованного специальными искрогасителями.

6.3.13.    Ямы и траншеи, вырытые для проведения ремонтных работ внутри обвалования и на обваловании, по окончании этих работ должны быть засыпаны и спланированы. При длительных перерывах в работах (выходные, праздничные дни) должны быть устроены временные ограждения.

6.3.14. За исправностью резервуарной лестницы, перил, ограждений и переходных площадок на крыше должен быть установлен постоянный контроль. Ступени лестницы и площадки необходимо постоянно содержать в чистоте, очищать от наледи и снега с соблюдением правил техники безопасности, установленных для работы на высоте.

6.3.15.    Измерять уровень и отбирать пробы нефтепродуктов необходимо исправными приборами.

Запрещается измерять уровень на резервуарах и отбирать пробы нефтепродуктов ручным способом при грозе и скорости ветра 12,5 м/с и более.

6.3.16.    При открывании измерительного люка для измерения уровня или отбора пробы нефтепродукта, а также при спуске подтоварной воды, необходимо располагаться с наветренной стороны, спиной к ветру.

Запрещается низко наклоняться и заглядывать в открытый люк во избежание отравления выделяющимися парами нефтепродукта.

6.3.17.    Люк должен иметь герметичную крышку с педалью для открывания ногой, под крышкой должна быть прокладка из резины или из металла, исключающего искрообразование.

Опускать измерительную рулетку в люк необходимо в месте закрепления пластины из цветного металла. Для предотвращения искрения измерять

уровень следует аккуратно. с целью избежания ударов лотом о края замерного люка. а также трения ленты с лотом о стенки направляющей трубы.

Обтирать ленту рулетки необходимо хлопчатобумажной ветошью. Использование для этой цели шерстяной или шелковой ветоши запрещается.

Крышку люка после отбора пробы и измерения уровня нефтепродукта следует закрывать осторожно. без падения и удара ее о горловину люка.

6.3.18.    При ручном отборе проб нефтепродуктов пробоотборником следует использовать гибкие. не дающие искр металлические тросики. а при применении шнуров из неэлектропроводных материалов на них должен быть закреплен не дающий искр неизолированный металлический провод. соединенный с пробоотборником.

Перед отбором проб тросик или провод должен быть надежно заземлен с резервуаром.

6.3.19.    В резервуарах с газоуравнительной системой измерять уровни и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов. предусмотренных проектом.

6.3.20.    При необходимости отбора проб или измерения уровня нефтепродукта в резервуаре в ночное время для освещения следует применять только взрывозащищенные аккумуляторные фонари. включать и выключать которые необходимо за пределами обвалования. Применение карманных фонарей запрещается. Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуарном парке.

6.3.21.    Переносить пробы нефтепродуктов от места отбора в лабораторию следует в специальных тканевых сумках. надеваемых через плечо. для обеспечения безопасного спуска с резервуара.

6.3.22.    При работах с этилированным бензином необходимо соблюдать требования «Типовой инструкции по охране труда при работе с этилированнымбензином».

6.3.23.    К работам по осмотру и зачистке резервуаров допускают лиц мужского пола не моложе 18 лет. допущенных медицинской комиссией. прошедших обучение и инструктаж по безопасным методам и приемам работ и оказанию первой (доврачебной) помощи при несчастных случаях.

Рабочие. постоянно занятые работой внутри резервуара. должны периодически. но не реже одного раза в год. проходить медицинский осмотр в соответствии с установленными правилами.

6.3.24.    Заместитель руководителя (главный инженер) нефтебазы обязан лично проверить выполнение мероприятий по подготовке резервуара к ремонту и дать заключение по акту. с указанием ответственного за ремонтные работы. исполнителей ремонта с ведением огневых работ.

6.3.25.    Все строительные и монтажные работы на территории эксплуатируемых резервуарных парков. связанные с применением открытого огня (сварка. резка). а также зачистка резервуаров. должны проводиться только на основании письменного разрешения руководителя предприятия при условии проведения всех мероприятий. обеспечивающих пожарную безопасность.

6.3.26.    Ремонтные работы в резервуарных парках проводятся под руководством ответственного лица. назначенного приказом из числа инженернотехнических работников.

6.3.27. Ответственность. работников (руководителей. специалистов. рабочих) является составной частые профилактических мер в области охраны труда и направлена на повышение эффективности работы по охране труда. Ответственность работников позволяет:

-    совместно с иными формами профилактической работы привести в единую систему деятельность руководителей и специалистов. а также контролирующих лиц по обеспечению безопасных условий труда;

-    оценить уровень профилактической работы в области охраны труда;

-    регулярно получать информацию о состоянии резервуаров и оборудования с точки зрения их безопасной эксплуатации и принимать меры к устранению их недостатков;

-    получать данные о выполнении работниками требований охраны труда и принимать меры дисциплинарного воздействия к нарушителям.

6.3.28. Работники. виновные в нарушении законодательства. требований промышленной безопасности и охраны труда. невыполнении своих должностных обязанностей. невыполнении предписаний контролирующих органов. а также приказов. указаний и распоряжений руководства предприятия. несут ответственность в установленном законодательством Российской Федерации порядке.

6.3.29.    В зависимости от характера и степени нарушений работники могут привлекаться к дисциплинарной. административной. уголовной и материальной ответственности в порядке. установленном Трудовым кодексом РФ и Федеральными Законами.

6.4. Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества

6.4.1.    Комплекс мероприятий по молниезащите резервуаров с нефтепродуктами и конструкции молниеотводов должны соответствовать проекту и требованиям «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» РД 34.21.122-87, с учетом требований ПБ 03-381-00 и РД 153-39.4-041-99.

6.4.2.    На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен быть паспорт, содержащий схему устройства, основные    технические

данные, результаты проверки его состояния, сведения о характере ремонтов и изменениях, внесенных в конструкцию заземлителя.

6.4.3 Для защиты резервуаров от вторичных проявлений молний корпус (стенка) должен быть присоединен к заземлению защиты от прямых ударов молний.

На резервуарах с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек сечением    не    менее    6    мм

между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара или токоотводами, установленных на резервуаре молниеотводов.

6.4.4.    Защита от заноса высокого потенциала по трубопроводам выполняется путем присоединения их на вводе в резервуар к ближайшему заземлителю защиты от прямых ударов молнии.

6.4.5.    При устройстве в процессе эксплуатации нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу.

6.4.6.    Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.

6.4.7.    При эксплуатации устройств мюлниезащиты должно осуществляться систематическое наблюдение за их состоянием, в график плановопредупредительных работ должны входить техническое обслуживание (ревизии), текущий и капитальный ремонт этих устройств.

6.4.8.    Ежегодно перед наступлением грозового сезона необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.

Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надежного соединения с токоотводами и заземлителем.

После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты должны быть осмотрены, а повреждения устранены.

6.4.9.    При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше, чем на 30 % заменить их полностью, либо отдельные дефектные места.

6.4.10.    Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должна проводиться не реже одного раза в год - летом, при сухой почве (в период наибольшего высыхания грунта).

Если сопротивление растеканию токов заземления превышает нормативное значение на 20 %: необходимо выяснить причину увеличения

сопротивления, исправить заземляющее устройство или установить дополнительные электроды.

Заземляющие устройства должны соответствовать «Правилам устройства электроустановок» и СНиП 3.05.06-85.

6.4.11.    Для защиты от статического электричества все металлические и электропроводные неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, должно быть не выше 100 Ом.

6.4.12.    Максимальные скорости движения электризующихся нефтепродуктов в трубопроводах и резервуарах в зависимости от их электрических свойств ограничивают в соответствии с РД 153-39.4-041-99 и «Рекомендациями по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары».

6.4.13.    Для защиты от статического электричества необходимо заземлять металлическое оборудование, резервуары, нефтепродуктопроводы, сливоналивные устройства, предназначенные для транспортирования, хранения и отпуска легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование, трубопроводы, сливоналивные устройства должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух точках.

6.4.14.    Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродуктов незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается.

На применяемых поплавковых или буйковых уровнемерах поплавки должны быть изготовлены из электропроводного материала и надежно заземлены.

При эксплуатации резервуаров с металлическими или изготовленными из неметаллических материалов понтонами электропроводящие элементы

понтонов должны быть надежно заземлены.

6.4.15.    Требования по отводу зарядов статического электричества понтона из ППУ указаны в проекте.

6.4.16.    Запрещается отсоединять и присоединять проводники заземления во время наливных операций.

6.4.17.    Осмотр и текущий ремонт защитных устройств необходимо проводить одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического оборудования, электрооборудования и электропроводки.

6.4.18.    Работники, проводящие ревизию молниезащитных устройств, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных повреждений или неисправностей.

Результаты ревизии молниезащитных устройств, проверочных измерений заземляющих устройств, выполненного ремонта следует заносить в паспорт на заземляющее устройство.

6.4.19.    Ответственность за периодическую проверку заземляющих устройств, ведение паспортов на заземляющие устройства, проверку переходных сопротивлений контактных соединений, заземление плавающих крыш и понтонов, за техническое состояние молниеотводов, устройств защиты от статического электричества несет служба Главного энергетика на всех уровнях управления. Ответственные лица обязаны обеспечить эксплуатацию и ремонт устройства защиты в соответствии с действующими нормативными документами.

6.4.20.    Проверку электрической связи понтона с землей проводят не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения оммического сопротивления заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества. Сопротивление не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с корпусом резервуара применяют гибкий медный провод типа МГ сечением не менее 6 мм .

6.5. Охрана окружающей среды

6.5.1.    Эксплуатация стальных вертикальных и горизонтальных резервуаров не должна приводить к загрязнению окружающей среды (воздуха, поверхностных вод, почвы) загрязняющими веществами выше допустимых норм.

6.5.2.    К числу основных загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров относятся пары нефтепродуктов, образующиеся вследствие испарения во время приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

6.5.3.    При расчетах выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров следует руководствоваться; законом РФ «Об охране окружающей природной среды»; ГОСТ 17.2.3.02; «Методическими указаниями по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров» и Дополнением к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров».

Методические указания с Дополнением являются основным методическим документом, который устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для нефтепродуктов расчетным методом, в том числе на основе удельных показателей выделения.

6.5.4.    Результаты расчетов выбросов из резервуаров используются при учете и нормировании предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ от источников предприятия, технологические процессы которых связаны с закачкой, отпуском и хранением нефтепродуктов в резервуарах.

6.5.5.    Предельно допустимым выбросом считается суммарный выброс загрязняющего вещества в атмосферу от всех источников данного предприятия, определенный с учетом перспектив развития предприятия и характера рассеивания выбросов в атмосфере. Выбросы загрязняющего вещества из всех источников (с учетом фоновых концентраций того же вещества) не должны создавать приземную концентрацию, превышающую предельно допустимую концентрацию в воздухе ближайших населенных пунктов (или ПДК для растительного и животного мира, установленную в данном районе, если ее значение меньше ПДК в воздухе).

6.5.6 После установления норм ПДВ (ВСВ) загрязняющих веществ в атмосферу на предприятии должен быть организован контроль за их соблюдением, который должен проводиться в соответствии с требованиями ОНД-90 «Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы».

Контроль проводится для организованных источников выбросов.

План-график контроля соблюдения нормативов ПДВ ежегодно согласовывается с территориальными комитетами природных ресурсов.

Контроль должен осуществляться либо силами предприятия, либо организациями-соисполнителями на договорной основе.

Места отбора проб воздуха, периодичность и частота отбора, необходимое число проб, методы анализа должны выбираться по согласованию с органами

санитарно-эпидемиологической и гидрометеорологической служб.

6.5.7. Для снижения загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов. указанные в таблице 2.

Таблица 2

Наименование мероприятия

Сокращение потерь. %

Оснащение резервуаров с бензинами. имеющих большую оборачиваемость. понтонами

80 - 90

Оборудование резервуаров со светлыми нефтепродуктами. имеющих большую оборачиваемость. дисками-отражателями

20 - 30

Г ерметизация резервуаров и дыхательной арматуры. своевременный профилактический ремонт трубопроводов и запорной арматуры

30 - 50

Окраска наружной поверхности резервуаров покрытиями с низким коэффициентом излучения

27 - 45

Одновременная окраска внутренней и внешней поверхностей резервуара

30 - 65

Герметизация налива в транспортные средства с использованием установки улавливания и рекуперации паров нефтепродуктов из резервуаров

80 - 90

6.5.8.    К числу основных веществ. загрязняющих производственные сточные воды. относятся нефтепродукты. тетраэтилсвинец и взвешенные вещества.

Нормы ПДС этих веществ со сточными водами должны устанавливаться в разрешениях на специальное водопользование на основании лицензии и

договора пользования водным объектом в соответствии с Водным кодексом РФ.

6.5.9.    Для достижения норм ПДС загрязняющих веществ со сточными водами необходимо осуществлять мероприятия по уменьшению количества сбрасываемых сточных вод и повышению глубины их очистки.

Уменьшение количества сбрасываемых сточных вод может быть обеспечено за счет повторного использования очищенных сточных вод на производственные нужды и сокращения общего потребления воды для этих целей. предотвращения утечек нефтепродуктов из-за неплотностей запорной арматуры. фланцевых. муфтовых соединений. сварных стыков. коррозионных повреждений резервуаров и трубопроводов; вследствие переливов и т.п.. что приведет к уменьшению количества загрязненных нефтепродуктами производственно-ливневых стоков. сбрасываемых в канализационную сеть.

6.5.10.    Для сокращения потерь нефтепродуктов и предотвращения загрязнения почвы при разливах. отборе проб и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефтепродукта.

Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования. фланцевых соединений. съемных деталей. люков и т.п.

Во избежание потерь нефтепродуктов от переливов следует применять предохранительные устройства. автоматически прекращающие подачу нефтепродукта по достижении заданного уровня в резервуарах или при разгерметизации коммуникаций.

6.5.11. Нефтешламы. образующиеся при зачистке резервуаров. трубопроводов и при ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов. должны перерабатываться на специальных установках по переработке шлама. Установки должны обеспечивать переработку нефтешламов на нефтепродукт и шлам. позволяющий использовать его в качестве добавки к строительным или дорожным материалам. При отсутствии установок по переработке нефтешламов они должны вывозиться в места складирования (захоронения) в соответствии с договорами с владельцами объектов размещения этих шламов.

6.5.12.    Для предупреждения загрязнения окружающей среды при эксплуатации резервуаров необходимо вести систематический контроль за выполнением природоохранных мероприятий.

7. ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВ

7.1. Для каждого резервуара. находящегося в эксплуатации. должны быть следующие документы:

а)    технический паспорт резервуара;

б)    технический паспорт на понтон:

в)    градуировочная таблица резервуара;

г)    технологическая карта резервуара и схема технологических трубопроводов;

д)    журнал текущего обслуживания;

е)    журнал эксплуатации молниезащиты. защиты от проявления статического электричества;

ж) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества.

7.2.    Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует. то паспорт должен быть составлен предприятием. эксплуатирующим резервуар. подписан главным инженером.

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

7.3.    Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации. приведенной в части II настоящих Правил.

Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов

1. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

1.1. Общие требования

1.1.1. Контроль технического состояния резервуаров (обследование) проводится на основании действующих технических условий. государственных стандартов. СНиП. нормалей. типовых проектов и в соответствии с разработанной индивидуальной программой. Инструкциями по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров и Правилами устройства стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

1.1.2.    При нормальной эксплуатации резервуарного парка. рекомендуется следующая периодичность обследования резервуаров:

-    частичное обследование - не реже одного раза в 5 лет;

-    полное обследование - не реже одного раза в 10 лет.

Для резервуаров. отработавших расчетный срок службы:

-    частичное обследование - не реже одного раза в 4 года;

-    полное обследование - не реже одного раза в 8 лет.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.

1.1.3.    Частичное обследование может проводиться работниками нефтебазы или специалистами служб дефектоскопии без вывода резервуара из эксплуатации с целью предварительной оценки технического состояния.

1.1.4.    Полное обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров производится после вывода из эксплуатации. удаления нефтепродукта. вентилирования. зачистки до санитарных норм в соответствии с ГОСТ 12.1.005. «Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

1.1.5.    В случае необходимости проводится диагностика днища без опорожнения резервуара. которая выполняется по специальной технологии. путем измерений сопротивления или емкости грунта под днищем. Метод позволяет выявить наличие и координаты течи. хлопунов. коррозионных повреждений днища со стороны грунта.

1.1.6.    Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное представление о состоянии резервуара без его опорожнения и зачистки за исключением качества сварных соединений и коррозионных повреждений днища со стороны продукта.

1.1.7.    Порядок и объем работ при контроле технического состояния резервуаров. находящихся в эксплуатации в резервуарных парках предприятий ОАО НК «Роснефть» необходимо выполнять в соответствии с Руководством. с учетом требований государственных стандартов и типовых проектов.

1.1.8.    Необходимость диагностирования конкретного резервуара определяется специалистами и должностными лицами организации. при необходимости с привлечением специалистов по диагностике других организаций.

Диагностика резервуаров и определение остаточного ресурса должны выполняться специализированными организациями. обладающими лицензиями Госгортехнадзора РФ или его региональных управлений и в соответствии с утвержденным Госгортехнадзором постановлением № 43 от 09.07.02 г. «Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств. оборудования и сооружений на опасных производственных объектах».

1.1.9.    Частичное обследование резервуара включает:

-    визуальный осмотр резервуара с внешней стороны;

-    измерение толщины листов стенки и кровли (приложение 6);

-    измерение отклонений образующих от вертикали, местных деформаций стенки, нивелирование окрайка днища;

-    проверку состояния подводящих трубопроводов, основания и отмостки;

-    проведение акустико-эмиссионной диагностики стенок резервуара с целью выявления мест концентрации напряжений;

-    составление и выдачу технического заключения по результатам обследования.

1.1.10.    Полное обследование резервуара включает:

-    визуальный осмотр резервуара с внешней и внутренней стороны, осмотр понтона или плавающей крыши;

-    измерение толщины листов поясов стенки, кровли, днища, понтона или плавающей крыши;

-    контроль сварных соединений неразрушающими методами;

-    механическое испытание и металлографические исследования металла и сварных соединений, химический анализ металла в случае, если в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке материала, использованного при его строительстве, если резервуар потерпел аварию (пожар, хлопок, перелив);

-    измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой, отклонения от вертикали направляющих и вертикальных стенок коробов;

-    проверка состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой;

-    измерения линейных размеров коррозионных повреждений стенки и днища, деформаций стенки и днища;

-    составление технического заключения по результатам полного обследования.

1.1.11.    При визуальном осмотре подлежат проверке:

- состояние основного металла стенки, кровли, несущих конструкций перекрытия, днища на наличие коррозионных повреждений, царапин, задиров, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, закатов, трещин;

-    состояние сварных соединений на соответствие их нормативным документам по геометрии, на наличие трещин, непроваров, подрезов, пористости, отпотин, свищей, кратеров, прожогов, смещений стыкуемых кромок, коррозионных повреждений;

-    местные деформации (вмятины, выпучины, хлопуны);

-    размещение патрубков и других врезок по отношению к вертикальным и горизонтальным швам;

-    состояние уплотнений между понтоном (плавающей крышей) и стенкой.

1.1.12.    При измерениях геометрической формы резервуара определяют отклонения стенки от вертикали по образующим, проходящим через сварные швы нижнего пояса, и размеры местных деформаций (вмятины, выпучины). Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

1.1.13.    При обследовании основания необходимо обратить внимание на плотность прилегания днища к основанию, просадку стенки вместе с окрайком днища, на состояние отмостки, наличие откосов и отвода атмосферных осадков.

1.1.14.    Результаты контроля закосят в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.

1.1.15.    По результатам контроля составляют техническое заключение о состоянии резервуара и дают рекомендации по его ремонту.

1.1.16.    Для определения вертикальности стенки измеряют величину отклонений от вертикали образующих стенки на уровне верха каждого пояса, проведенной из нижней точки первого пояса.

1.1.17.    Обследование резервуаров с помощью специальных приборов физического контроля следует проводить в соответствии с требованиями настоящего Руководства.

По результатам технического надзора и (или) дефектоскопического обследования периодически должен выполняться планово-предупредительный ремонт резервуаров.

1.1.18.    При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:

-    неплотность опирания днища на основание;

-    наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам:

-    погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру днища;

-    наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

-    трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

-    наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка.

1.2. Обследование металлоконструкций резервуара

1.2.1.    При осмотре резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайка днища и прилегающих участков основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

1.2.2.    Сварные соединения освобожденных из-под нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответствии ПБ 03-38100 (приложение 7).

В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.

1.2.3. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением композитных составов.

1.2.4. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатков нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком-указателем. Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал. При очистке понтона используют передвижную вакуумную машину АКН-10.

1.2.5. Согласно ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов» методы неразрушающего контроля классифицируют по видам; акустические, магнитные, оптические, проникающими веществами, радиационные, радиоволновые, тепловые, электрические, электромагнитные.

1.2.6.    Металлографические исследования по ГОСТ 1778 проводят в тех случаях, когда требуется определить причины снижения механических свойств металла, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

1.2.7.    Металлографические исследования проводят на образцах из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.

1.2.8.    Химический анализ металла для резервуаров находящихся долгое время в эксплуатации производят в случае, если неизвестна марка металла, использованного при строительстве резервуара.

1.2.9.    Метод инфракрасной спектроскопии предназначен для выявления и измерения концентраторов напряжения, остаточных напряжений в металлоконструкциях резервуаров путем регистрации тепловизором температурного поля металлоконструкции по электромагнитному излучению, возникшему при упругопластическом деформировании металлоконструкций нагрузочными тестами (приложение 8).

1.3. Обследование сварных соединений

1.3.1.    Контроль качества сварных соединений и основного металла осуществляется как неразрушающими, так и разрушающими методами.

1.3.2.    Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия проводятся в соответствии с ГОСТ 7512 и ГОСТ 14782 в объемах, определяемых СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

При контроле, связанном с разрушением, проводятся механические испытания, металлографические исследования и химические анализы, для чего вырезаются контрольные образцы из резервуара.

1.3.3.    Объем контроля сварных соединений физическими методами в зависимости от вида сборки для нового резервуара приведены в таблицах 1 и 2 в соответствии с требованиями Правил. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации объем контроля сварных соединений определяется по результатам внешнего осмотра.

Зона контроля

РВС III класса

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные сварные соединения в поясах: 1, 2

10

25

50

3, 4

5

10

25

остальные

-

5

10

Г оризонтальные сварные соединения между поясами: 1 - 2

5

10

15

3 - 5

2

5

10

остальные

-

2

5

Объем контроля сварных соединений стенки резервуара полистовой сборки, %

Таблица 2

Зона контроля

РВС III класса

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные сварные соединения стенки по поясам: 1, 2

25

50

100

3, 4

10

25

50

5, 6

5

10

25

остальные

-

5

10

Г оризонтальные сварные соединения между поясами: 1 - 2

5

10

20

2 - 3

2

5

10

3 - 4

-

2

5

остальные

-

1

2

1.3.4. Ультразвуковая дефектоскопия для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор), их количества и координат расположения должна производиться по ГОСТ 14782, а объемов - по СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

1.3.5.    В случае если данные, полученные в результате физического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль проводят путем металлографических исследований.

1.3.6.    Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия проводится для выявления поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, невидимых невооруженным глазом.

Этому контролю подлежат:

-    вертикальные сварные швы стенки и швы соединения стенки с днищем резервуара;

-    сварные швы приварки патрубков к стенке резервуара.

1.3.8.    Механические испытания проводят в тех случаях, когда отсутствуют сведения из сертификата завода-изготовителя резервуарных конструкций, при значительных коррозионных повреждениях, при появлении трещин в различных местах стенки, во всех случаях, когда имеется подозрение на ухудшение механических свойств, усталость под действием знакопеременных нагрузок, при перегревах или при перегрузках.

1.3.9.    Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 7512. По снимкам рентгенографии или рентгеноскопии определяют характер дефекта, его размеры по длине, глубине и ширине, их количество (приложение 9).

1.3.10.    Ультразвуковую дефектоскопию применяют для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера дефектов по типам (например, шлаковые включения, непровары, трещины и т. п.). Здесь определяется условная протяженность, глубина и координаты дефекта.

1.3.11.    Ультразвуковую дефектоскопию используют для контроля сваренных встык и внахлестку листовых конструкций толщиной 4 - 20 мм и угловых сварных соединений листовых конструкций толщиной 4-20 мм.

1.3.12.    Ультразвуковой контроль (приложение 10) проводят после устранения дефектов. обнаруженных при внешнем осмотре. в объеме. предусмотренном в СНиП 3.03.01-87. а для экспериментальных резервуаров в объеме. предусмотренном их проектом. В случае необходимости определения границ дефектных участков объем контроля увеличивается.

1.3.13.    Ультразвуковая дефектоскопия производится только при положительной температуре окружающей среды от 5°С до 40°С. Оформление результатов проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 14782.

1.3.14.    Акустико-эмиссионный (далее АЭ) метод контроля сварных соединений предусматривает проведение обследования резервуара без вывода его из эксплуатации и очистки (приложение 11).

АЭ обследование резервуара включает в себя контроль днища резервуара. в т.ч. 100 % длины уторного шва и контроль монтажного шва.

1.3.15.    Наружное обследование резервуаров (без вывода из эксплуатации) проводится не реже одного раза в 5 лет. полное обследование резервуаров (с выводом из эксплуатации) - не реже одного раза в 10 лет.

Полное обследование резервуара. отработавшего расчетный срок службы. проводится не реже одного раза в 8 лет.

1.3.16.    Согласно РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» первоочередному обследованию подвергаются резервуары:

-    находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

-    изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

-    находящиеся в эксплуатации более 20 лет:

-    в которых хранятся высоко коррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

1.3.17.    Проведение акустико-эмиссионного обследования резервуаров позволит предприятиям-владельцам резервуарных парков своевременно проводить контроль оборудования без остановки технологических процессов и зачистки резервуаров.

1.4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши

1.4.1.    Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками (коробами) производится в соответствии с РД 39-30-185-79. с учетом результатов проверок технического состояния понтона и устранения его неисправностей.

1.4.2.    При осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить наличие или отсутствие нефтепродукта на поверхности ковра или затвора. разрывов ковра. зазора между затвором и стенкой резервуара.

При осмотре понтона внутри резервуара. когда понтон находится на опорных стойках. необходимо проверить:

-    герметичность швов ковра и наличие или отсутствие разрывов в нем;

-    зазор между затвором и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине);

- степень изношенности затвора (затвор считается изношенным. если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до тканевого материала);

-    герметичность коробов;

-    чистоту перфорированного кожуха. предназначенного для ручного отбора проб и измерения уровня;

-    отсутствие обрыва и коррозии токоотвода заземления (измеряют сопротивление растеканию тока токоотводов).

1.4.3.    Передвижение по понтону из ППУ для его осмотра или ремонта допускается только по трапам шириной не менее 650 мм и длиной не менее 2 м. Трапы должны быть изготовлены из досок толщиной не менее 25 мм (без металлических креплений). Запрещается перемещение по понтону. находящемуся в плавучем состоянии.

1.4.4.    При наличии в отсеках или центральной части понтона нефтепродукта он должен быть слит в резервуар. после чего резервуар необходимо опорожнить. пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемого нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может осуществляться сифонами. передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов. Используемые передвижные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение.

Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов, эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями охраны труда и настоящих Правил.

1.4.5.    Техническое обслуживание и ремонт понтонов из полимерных материалов выполняют в соответствии с их технической документацией и инструкцией по эксплуатации понтонов.

Технический осмотр понтонов следует проводить в сроки проверки основного оборудования резервуара.

1.4.6.    Не реже одного раза в квартал рекомендуется проверять эффективность понтона. Замеряют концентрацию паров бензина в пробе, отбираемой из патрубка светового люка. Если отношение концентрации паров в пробе к концентрации их насыщения при минимальной температуре газового пространства резервуара менее требуемой паспортной величины, то понтон работает удовлетворительно.

1.4.7.    При осмотре понтона обращают внимание на:

-    состояние и горизонтальность поверхности. Горизонтальность проверяется нивелированием;

-    состояние поплавков;

-    плотность прилегания затвора к стенке резервуара;

-    наличие повреждений проводов для отвода статического электричества;

-    состояние сварных швов полотнища понтона;

-    отклонение от вертикали трубчатых опорных стоек, направляющих;

-    техническое состояние затвора.

1.4.8. На внутренней поверхности стенки резервуара по ходу понтона (плавающей крыши) не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин.

1.5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара

1.5.1.    При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:

-    неплотность опирания днища на основание;

-    наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам;

-    погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру днища;

-    наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

-    трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

-    наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка (приложение 12).

1.5.2.    При наличии неравномерной осадки основания, превышающей допускаемые для данного резервуара, должна быть произведена плотная подбивка гидрофобным составом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

1.5.3. Свайные основания, получившие осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) под сваи бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

1.6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров

1.6.1. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров, т.е. установление их негерметичности, производится без удаления нефтепродукта из резервуара.

1.6.2.    Диагностирование днища осуществляется косвенно, установлением наличия нефтепродукта в грунте с помощью измерений его электропроводности и выявления диэлектрических аномалий.

1.6.3. Работы проводятся специализированными организациями или работниками организаций, прошедшими обучение, инструктаж и получившими свидетельства. Методика измерения сопротивления или электрической емкости грунта в основании резервуара приведена в приложении 13.

2. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1. Работники, занятые на обследовании и дефектоскопии резервуаров должны знать и выполнять:

-    токсические. огне- и взрывоопасные свойства нефтепродуктов. приемы оказания первой помощи при отравлениях;

-    меры безопасности при работе с источниками ионизирующих излучений;

-    меры безопасности при работе с электрическими приборами и приемы оказания первой помощи пострадавшим при поражении электрическим током;

-    меры безопасности при выполнении работ на высоте с применением подъемно-транспортных средств.

2.2.    К работе по дефектоскопии допускаются лица не моложе 18 лет. прошедшие обучение и имеющие удостоверение на право производства работ.

2.3.    Вновь принятые на работу проходят вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Вновь поступивший сотрудник проходит в течение месяца стажировку под руководством опытного работника. старшего по должности. затем сдает экзамены по технике безопасности и получает удостоверение.

2.4.    Повседневный контроль выполнения мероприятий по охране труда выполняет руководитель работ. Перед проведением дефектоскопии руководитель работ проверяет готовность резервуара к обследованию. получает у руководителя объекта акт о готовности резервуара к проведению намечаемых работ и справку анализа воздуха в резервуаре. Работы по дефектоскопии и обследованию внутри резервуара выполняются по наряду-допуску.

2.5.    Применение гамма-источников или рентгеновских аппаратов. работы с электрооборудованием. работы на высоте требуют соблюдение правил безопасности. изложенных в РД 153-112-017-97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров».

2.6.    В местах проведения работ устанавливаются размеры и маркируется знаками радиационной опасности зона. в пределах которой мощность дозы излучения превышает 0.3 мбэр/час.

2.7.    При работе с электроприборами. электрооборудованием наиболее опасным видом травм является поражение электрическим током. оказывающим на человеческий организм различные действия:

-    тепловые (ожег);

-    химические (электролиз крови);

-    физические (разрыв тканей и костей);

-    биологические. нарушающие жизненные функции человеческого организма.

Тяжесть поражения электрическим током зависит от силы тока. его частоты. продолжительности действия. состояния организма пострадавшего и окружающей среды. Опасной для жизни считается сила тока 10 миллиампер и выше. наиболее опасная частота 40-60 Гц.

2.8.    Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.1 «Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности» и ГОСТ 12.2.013.0 «Машины ручные электрические. Общие требования безопасности и методы испытаний».

2.9.    К работам на высоте относятся работы. при выполнении которых работник находится на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте 1.3 м и более. Работы. выполняемые на высоте более 5 м. относятся к верхолазным и выполняются с применением предохранительных поясов.

2.10.    Работа на высоте производится с лестницы или стремянки. установленных под углом 75 градусов к горизонтальной плоскости.

Раздвижные лестницы (стремянки) должны иметь прочное соединение. не позволяющее им произвольно раздвигаться.

3. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОБСЛЕДОВАНИЯ

3.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать

следующие данные:

-    наименование организации. выполняющей обследование. фамилии. должности исполнителей;

-    место расположения. инвентарный номер. тип и геометрические размеры по проекту резервуара. номер проекта;

-    дата ввода в эксплуатацию. даты очередных обследований и ремонтов;

-    виды дефектов. образовавшихся в процессе эксплуатации;

-    краткую техническую характеристику с обязательным указанием полных данных примененного при строительстве материала. технологический и температурный режим работы. вид хранимого продукта;

-    вид обследования (полное или частичное);

-    проектные и фактические толщины листов кровли. стенки. понтона и днища;

-    виды аварий. количество проведенных ремонтов и краткое описание;

-    результаты внешнего осмотра и измерений;

-    результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений;

-    результаты измерений геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;

-    карты вертикальных разрезов днища (при значительной неравномерной просадке);

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

-    расчет высоты налива продукта в случае, если фактическая толщина листов в одном из поясов стенки меньше минимально допустимой;

-    расчет остаточного ресурса резервуара;

-    заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации, ремонтопригодности;

-    предложения по выполнению ремонтных работ и режима дальнейшей эксплуатации.

3.2.    Заключение и выводы должны быть четкими и конкретными, не допускающими двояких толкований.

3.3.    Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии.

3.4.    В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа.

3.5.    Оценку технического состояния резервуаров проводят только при наличии следующих данных:

-    поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщины листов стенки;

-    фактической толщины листов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщина листов каких-либо поясов стенки ниже предельно допустимой, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта;

-    результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений;

-    результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать требованиям проекта, стандартов и технических условий;

-    результатов контроля состояния оснований резервуаров;

-    расчета остаточного ресурса с учетом коррозионного износа и изменения механических свойств металла.

3.6.    Предельно допустимую минимальную толщину отдельных листов стенки резервуаров, находящихся в эксплуатации, показана в таблице 3.

Таблица 3

Предельная минимальная толщина листов стенки резервуара, изготовленного из стали ВСТ3

Вместимость резервуара, м3

Марка стали

Номер пояса

1

2

3

4

5

6

7

8

100

ВСТ3

2,0

2,0

1,5

1,5

200

ВСТ3

2,0

2,0

1,5

1,5

400

ВСТ3

2,5

2,0

1,5

1,5

700

ВСТ3

3,0

2,5

2,0

2,0

1,5

1,5

1000

ВСТ3

3,5

3,0

2,5

2,5

2,0

2,0

1,5

1,5

09Г2С

3,2

2,4

2,4

2,0

2,0

2,0

1,5

1,5

2000

ВСТ3

5,5

5,0

4,0

3,5

3,0

3,0

2,0

2,0

09Г2С

4,3

4,2

3,8

3,2

2,8

2,0

2,0

2,0

3000

ВСТ3

7,0

6,0

5,0

4,0

3,5

2,5

2,0

2,0

09Г2С

5,2

4,8

4,5

3,5

3,0

2,0

2,0

2,0

5000

ВСТ3

7,8

6,8

5,9

4,8

3,8

2,7

2,0

2,0

09Г2С

6,0

5,3

4,5

3,9

3,5

2,5

2,0

2,0

10000

ВСТ3

10,5

10,0

8,5

7,0

5,5

4,0

3,0

3,0

09Г2С

9,0

8,0

7,0

6,0

4,8

3,0

3,0

3,0

|_20000_|_09Г2С_|    12,0    |    11,0    |    10,0    |    9,0    |    8,0    |    6,0    |    6,0    |    6,0    |

Примечания:

1.    Вычисления производились из расчета плотности нефтепродукта 0,008 кН/м3.

2.    Толщина верхних поясов принята из условия обеспечения их устойчивости.

3.7.    Предельно допустимый износ листов кровли и днища по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % проектной величины.

3.8.    Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища не должен превышать 30 % проектной величины.

3.9.    Предельно допустимый износ листов понтона (плавающей крыши) по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50 % проектной величины для центральной части, а для коробов - 30 %.

3.10.    В случае производственной необходимости, если толщина листов стенки ниже предельной минимальной толщины (таблица 6), допускается производить расчет на снижение максимальной высоты налива продукта по формуле:

сфакт г —т H = Smin • isi

nxgr

3.11.    Для сооружения новых резервуаров применяется листовая сталь, которая должна отвечать требованиям проекта, техническим условиям, ГОСТ 14637.

3.12.    В процессе эксплуатации изменение геометрической формы резервуара чаще всего происходит из-за неравномерной просадки днища, некачественной подготовки основания, под действием вакуума, переполнении, вибраций.

Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в таблице 4.

Допускаемые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали (мм)

Таблица 4

Вместимость резервуара, м3

Предельные отклонения от вертикали образующих стенки из рулонов и отдельных листов, мм

Номер пояса

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

100 - 700

10

20

30

40

45

50

-

-

-

-

-

-

1000 - 5000

15

25

35

45

55

60

65

70

75

80

-

-

10000 - 20000

20

30

40

50

60

70

75

80

85

90

90

90

30000 - 50000

30

40

50

60

70

75

80

85

90

90

90

90

Примечания:

1.    Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определять интерполяцией.

2.    Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых резервуаров могут быть увеличены:

-    при сроке эксплуатации более 5 лет - в 1,3 раза;

-    при сроке эксплуатации более 20 лет - в 2 раза.

Для резервуаров, находящихся в эксплуатации 15 лет и более, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых.

3.13.    Указанным в таблице 4 отклонениям должны удовлетворять данные 75 % проведенных измерений по образующим. Для остальных 25 % образующих допускаются отклонения на 50 % больше с учетом их местного характера. Измерения проводить при наполненных до расчетного уровня резервуарах.

3.14. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в таблице 4, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы.

Вывод таких резервуаров из эксплуатации проводится во время очередного ремонта.

3.15. Допустимые местные отклонения (выпучины, вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка, приведены в таблице 5.

Допустимые местные деформации стенки

Таблица 5

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм

Допустимые местные отклонения, мм

Для резервуаров вместимостью 1000 - 20000 м3

Для резервуаров вместимостью 50000 м3

до 1500

15

10

от 1500 до 3000

30

20

от 3000 до 4500

45

30

2

3.16.    Высота хлопунов при диаметре днища до 12 м не должна превышать 150 мм, а площадь 2 м , при диаметре днища более 12 м высота их не должна

2

быть более 180 мм, а площадь не более 5 м . При большей высоте или площади хлопунов дефектное место исправляют.

3.17.    Отклонения от горизонтали наружного контура днища не должны превышать величины, указанной в таблице 6. При наличии отклонений днища от горизонтали, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.

Таблица 6

Допустимые отклонения от горизонтали наружного контура днища

Вместимость резервуара, м3

Разность отметок наружного контура днища, мм

При незаполненном резервуаре

При заполненном резервуаре

смежных точек на расстоянии 6 м по периметру

любых других точек

смежных точек на расстоянии 6 м по периметру

любых других точек

до 700

10

25

20

40

700 - 1000

15

40

30

60

2000 - 5000

20

50

40

80

10000 - 20000

15

45

35

75

30000 - 50000

30

60

50

100

Примечание.

Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых резервуаров могут быть увеличены:

-    при сроке эксплуатации более 5 лет - в 1,3 раза;

-    при сроке эксплуатации более 20 лет - в 2 раза.

3.18.    Остаточный ресурс резервуаров оценивается на основании его расчетов по коррозионному износу и малоцикловой усталости в соответствии с рекомендациями РД 153-112-017-97.

3.19.    Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.

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

3.21.    Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон стенки и т.д., должны быть сравнены с допускаемыми значениями по действующим СНиП. стандартам и настоящего руководства.

3.22.    В случае получения недопустимых отклонений от установленных строительными нормами, стандартами, техническими условиями и настоящим руководством резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

3.23.    Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.

3.24.    Основанием для полной отбраковки резервуаров является неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу.

3.25.    Списание находящихся в эксплуатации резервуаров производится в порядке, установленном на данном предприятии.

4. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

4.1. Общие положения

4.1.1.    Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.

4.1.2.    При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

- трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окрайка переходят на основной металл первого пояса стенки);

-    трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу (трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);

-    трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

-    выпучины, вмятины и складки на днище;

-    трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (главным образом, в нижних поясах). Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров, в местах присоединения трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;

-    непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;

-    не герметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;

- изменения геометрической формы верхних поясов стен резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;

-    коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;

-    значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;

-    отрыв центральной стойки от днища резервуара;

-    отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;

-    затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;

-    повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;

-    обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;

-    деформация днища по периметру резервуара;

-    значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки основания);

-    потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм в горизонтальных резервуарах;

-    осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.

4.1.3.    Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых:

-    износ конструкций;

-    охрупчивание металла при низких температурах;

-    наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и др.), являющихся концентраторами напряжений;

-    скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара;

-    нарушение технологии монтажа и сварки;

-    неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований;

-    коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах нефтепродуктов с повышенным содержанием серы;

-    нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня их заполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

4.1.4. Руководство предусматривает типовые виды работ, выполняемые при ремонтах: техническое обслуживание:

-    проверка герметичности разъемных соединений, а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара;

-    исправление сальниковых уплотнений и замена прокладок при обнаружении течи;

-    осмотр состояния резервуарного оборудования (люки, клапаны, предохранители, система пожаротушения и т.д.):

-    осмотр технического состояния окрайков днища и уторного сварного шва, отмостков;

-    проверка работы хлопуши;

-    проверка горизонтальности поверхности понтона, плотности прилегания затвора к стенке резервуара, наличие повреждений проводов для отвода статического электричества;

-    измерение защитного потенциала днища;

-    нивелировка окрайков днища;

-    составление дефектной ведомости для очередного планового ремонта. текущий ремонт:

-    работы, предусмотренные техническим обслуживанием;

-    зачистка и дегазация резервуара;

-    проверка и ремонт сварных швов;

-    ремонт и покраска верхней части понтона;

-    ремонт затвора понтона и устройства для отвода статического электричества;

-    наружная окраска резервуаров;

-    ремонт систем орошения и пожаротушения;

-    ремонт протекторной защиты;

-    наложение одиночных и групповых заплат;

-    проверка и ремонт поручней, стоек, лестниц. капитальный ремонт:

-    работы, предусмотренные текущим ремонтом;

-    замена поясов резервуара, участков днища, кровли резервуара, несущих конструкций перекрытия;

-    ремонт днища без замены листов, верхнего уторного уголка;

-    ремонт понтона;

-    демонтаж и удаление понтона не подлежащего ремонту;

-    демонтаж и монтаж поручней, стоек и бортовых полос на площадках кровли и лестницах по всему периметру;

-    демонтаж, ремонт и монтаж клапанов, хлопуш и управления к хлопушам, предохранителей и систем орошения;

-    исправление осадок (кренов), укрепление основания фундамента;

-    нанесение защитных антикоррозионных покрытий;

-    испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

4.1.5.    Ремонты проводят по графикам. Периодичность ремонтов не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.

Периодичность каждого вида ремонта устанавливается в зависимости от скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации и в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

4.1.6.    Работы по ремонту резервуаров следует проводить в соответствии с действующими нормативными техническими документами, а также с учетом требований безопасности в строительстве.

4.1.7. Работники, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по их выполнению, а также инструктаж и проверку знаний по правилам безопасности проведения этих работ.

4.2. Подготовительные работы

4.2.1.    Подготовку резервуара к ремонтным работам начинают с его пропарки, естественного и искусственного вентилирования.

4.2.2.    Необходимым условием выполнения ремонтных огневых работ на резервуарах является предварительная полная зачистка их от остатков нефтепродуктов, обеспечение пожаровзрывобезопасности.

4.2.3.    Все технологические операции по зачистке резервуаров должны выполняться в соответствии с «Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов» и настоящими Правилами.

4.2.4.    Руководитель предприятия, исходя из существующей структуры управления, должен утвердить инструкции, конкретизирующие права и обязанности лиц, ответственных за выполнение подготовительных и зачистных работ.

4.2.5.    Работы по подготовке к ремонту резервуара с ведением огневых работ могут проводится только при наличии наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

4.2.6.    Подготовительные работы включают также подготовку территории резервуарных парков и подготовку технических средств, оборудования, инструментов и пр. необходимого для выполнения работ.

На территории резервуарного парка, освобожденного от постороннего оборудования и каких-либо предметов, следует разместить необходимые для ремонта резервуара технические средства, оборудование, приспособления, инструмент и подручные средства:

-    грузоподъемные механизмы (автокран, тельфер, тали);

-    транспортные средства (грузовая машина, автопогрузчик 1,5 - 3 т.);

-    тяговые средства (трактор; лебедки);

-    оборудование для резки металла (газорезка, воздушно-дуговая резка);

-    источники питания для электросварки (сварочные преобразователи, сварочные трансформаторы);

-    оборудование для производства огневых работ (ручная электродуговая сварка, сварка автоматом и др.);

-    вспомогательное оборудование, приспособления, инструмент (скобы, клинья, тросы, стяжки, молотки, зубила, кувалды и др.);

-    материалы (сталь сортаментная, швеллеры, уголки, балки и др.);

-    оборудование и материалы для проведения ремонта безогневым методом (композиты, средства для "холодной" сварки);

-    приборы и приспособления для испытаний на герметичность и прочность;

-    измерительные инструменты;

-    индивидуальные средства защиты работающих.

4.2.7. Все применяемые машины, оборудование, инструмент и приспособления должны быть в исправном состоянии, снабжены паспортом или свидетельством о проведенной проверке или испытании.

4.2.8. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных смол, синтетических клеев, и металлопластиков требуются материалы в соответствии с техническими условиями и государственными стандартами (для отечественных материалов) или по условиям договора (для иностранных материалов).

4.2.9.    Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:

-    начинать работу только при наличии письменного разрешения руководителя предприятия, согласованного с пожарной охраной;

-    обеспечить последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;

-    отвечать за правильность и надежность отключения резервуара от всех трубопроводов с помощью установки на них заглушек, а также выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске;

-    проверить исправность средств пожаротушения и заземления резервуара;

-    обеспечить проведение анализов воздушной среды в период подготовки резервуара к зачистке в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88*;

-    проверить качество выполненных подготовительных работ и сдать резервуар назначенной комиссии для последующего выполнения в нем зачистных работ.

4.2.10.    Перед началом работ по зачистке и ремонту работники проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ, Работники, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются.

4.2.11.    Работники, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по зачистке работники обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиной более 10 м следует применять их с принудительной подачей воздуха.

При работе внутри резервуара одновременно двух человек воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов как снаружи, так и внутри резервуара.

Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха.

4.2.12.    Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии работника, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу.

4.2.13.    Наблюдающий обеспечивается такими же защитными средствами и спецодеждой, что и работающий внутри резервуара.

Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему. Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего не должны проводиться. Ответственный за проведение зачистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом, контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие работников.

4.2.14.    Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только обмедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т.п. Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.

4.2.15.    По окончании подготовительных работ составляется акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ (приложение 14).

4.3. Ремонт металлоконструкций

Текущий и капитальный ремонты резервуаров следует производить по календарному графику, составленному на каждом предприятии, эксплуатирующем резервуары, в соответствии с «Системой планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов магистральных нефтепродуктопроводов».

График составляется с учетом особенностей эксплуатации резервуаров и утверждается главным инженером предприятия.

4.3.1.    Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли или понтона (плавающей крыши) подлежат удалению и ремонту.

4.3.2.    Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

4.3.3.    Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками.

4.3.4.    Дефектные участки сварных соединений удаляют:

-    вырубкой пневматическим (ручным) зубилом;

-    вырезкой абразивным кругом;

-    вырезкой газовой резкой или вырезкой воздушно-дуговой резкой.

Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае, если вырубка выполняется при положительной температуре окружающего воздуха.

4.3.5. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Рекомендуемый режим резки металла приведен в таблице 7.

Таблица 7

Размер канавки, мм

Рабочее давление газа, МПа

ширина

глубина

кислород

ацетилен

коксовый или природный

1

2

3

4

5

5 - 15

2 - 10

,2

1

,8

0,

не менее 0,01

Не менее 0,02

Скорость резания, м/мин

Расход газа

кислород

ацетилен

коксовый или природный газ

6

7

8

9

0,5 - 5,0

74

Для РПА-2 - 1,2

4,5

Пр имечание. Г лубина канавки и скорость резки зависят от угла наклона резака.

4.3.6. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку и т. д., а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали производится воздушно-дуговой резкой. Рекомендуемые режимы воздушно-дуговой резки приведены в таблице 8.

Таблица 8

Диаметр электрода, мм

Сила тока, А

Напряжение сети, В

Скорость строжки, мм/мин

Ширина канавки, мм

1

2

3

4

5

6

270 - 300

35 - 45

770 - 570

6,5 - 8,5

8

360 - 400

35 - 45

900 - 640

8,5 - 10,5

10

450 - 500

35 - 45

1000 - 700

10,5 - 12,5

12

540 - 600

35 - 45

1000 - 700

12,5 - 14,5

Г лубина канавки, мм

Расход

электроэнергии, кВт-ч/м

электрода, мм/м

сжатого воздуха, л/м

6

7

8

9

3 - 4

0,13

100 - 110

600

4 - 5

0,17

85 - 90

650

5 - 6

0,21

55 - 60

700

6 - 8

0,24

50 - 55

800

4.4. Ремонт основания и фундамента

4.4.1. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:

-    исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;

-    исправление просевших участков основания;

-    заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;

-    ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);

-    исправление отмостки.

4.4.2.    При ремонте основания для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («черный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

4.4.3.    Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (в % по объему):

-    песок крупностью 0,1 - 2 мм - от 80 до 85;

-    песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 20 до 15.

Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве от 1,5 до 5 % от объема всего грунта.

Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

4.4.4.    В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы, мазуты, каменный деготь и полугудроны по техническим условиям.

Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по вместимости смеси.

4.4.5.    При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.

Для выполнения ремонта основания в зимних условиях «черный» грунт следует укладывать подогретым до 50-60°С.

4.4.6.    При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится.

4.4.7. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

4.4.8.    При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают на них гидроизолирующий слой.

4.5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ

4.5.1.    Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна соответствовать действующим стандартам или техническим условиям (на основании сертификатов) и предварительно очищена от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и других загрязнений. Для ремонта резервуаров следует применять спокойные стали по ГОСТ 380. Допускается использование кипящих сталей по ГОСТ 380 для ремонта стенки и днища резервуаров емкостью 3 - 5 м3, а также колеи жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех емкостей в районах с расчетной температурой до -30°С.

4.5.2.    Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и других приспособлений, а также измерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность (линейки, рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502).

4.5.3. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также быть комбинированными (из дерева и тонкого стального листа), шаблоны для резки заготовок - из картона и дерева.

Шаблоны следует изготовлять с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке (1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м) и припусков на обработку (+1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм).

4.5.4. Древесина для шаблонов применяется высушенная, из хвойных пород; картон - плотный толщиной 1,5 - 3,0 мм.

4.5.5.    Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей, вырывов и шероховатостей, превышающих 1 мм.

4.5.6.    Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняется в соответствии с ГОСТ 5264.

4.5.7.    Сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм - встык; размер нахлестки рекомендуется не менее 30 - 40 мм; зазор между листами не должен превышать 1,0 мм.

4.5.8.    Элементы (накладки), свариваемые внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара.

4.5.9.    Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара на 1 - 2,5 м, в зависимости от диаметра резервуара.

Концы листов (вставок) подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами (на длине по дуге 1,5 и 3,0 м) и листом толщиной 6 мм и более после вальцовки не должен превышать соответственно 2 и 4 мм.

Не допускается искривление листа (конусность). Углы элементов вставок и накладок закругляют.

4.5.10.    Расстояние между непараллельными сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара - не менее 500 мм.

4.5.11.    При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных приспособлений.

4.5.12.    Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.

4.5.13.    Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина - 50 - 60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400 - 500 мм.

4.5.14.    Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.

4.5.15. При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки соответствующих типов сталей.

4.5.16.    При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.

4.5.17.    Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.

Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предварительной разметке с выпуклой стороны.

Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура нагрева для углеродистой стали должна быть не менее 700 - 850°С.

Температуру нагрева металла рекомендуется определять с помощью термоиндикаторных карандашей или температурной шкалы цветов нагрева стали, приведенной в таблице 9.

Температурная шкала цветов нагрева стали

Таблица 9

Цвет нагрева

Температура нагрева, °С

Темно -коричневый

550 - 580

Коричнево-красный

580 - 650

Темно-красный

650 - 730

Темно -вишнево -красный

730 - 770

Вишнево-красный

770 - 800

Светло-вишнево-красный

800 - 830

Светло -красный

830 - 900

Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна исключать закалку, коробление, трещины, надрывы. Для регулирования скорости охлаждения используется пламя горелки.

4.5.18. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через

подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.

4.5.19.    Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже -25°С ударными инструментами запрещается.

4.5.20. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку.

Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов резервуаров не допускается.

4.5.21.    Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10°С. Сварку при более низких температурах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур (приложение 15).

4.5.22.    К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ к которым они могут быть допущены.

Механизированная сварка выполняется сварщиками, прошедшими обучение по управлению указанной аппаратурой и получившими об этом соответствующие удостоверения.

Сварщики на месте работы проходят технологическое испытание в условиях, тождественных с теми, в которых будет проводиться сварка конструкций.

Сварочные работы выполняются по утвержденным технологическим картам.

4.5.23.    При выполнении сварочных работ при ремонте и исправлении дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

-    сварка стыковых швов окрайка днища должна выполняться на соответствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается:

-    конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;

-    технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 - 6 мм, длину на 100 - 150 мм более длины дефектного места и ширину не менее 100 мм;

-    вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, причем вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

При необходимости удаления вертикального шва по всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт производить участками, не превышающими высоту пояса; вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая их с наружной и с внутренней стороны резервуара; соединение листов кровли и днища резервуара должно выполняться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

4.5.24.    Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200 - 250 мм. Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла в соответствии с таблицей 10.

Таблица 10

Толщина листов, мм

4 - 5

6 - 7

8 - 9

10 - 12

12 - 14

Число слоев

1

2

2 - 3

3 - 4

3 - 4

4.5.25.    Многослойную сварку стыков на низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200°С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 - 3 мм от ближайших границ проплавления.

4.5.26. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ и швов, прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответствии с требованиями ГОСТ 8713-79 «Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».

4.5.27.    В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.

4.5.28.    Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по контуру) коробчатых элементов.

4.6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ

Ремонт с помощью компонентов на основе эпоксидных смол

4.6.1.    Исправление дефектных мест с использованием эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции и при ремонте резервуаров и понтонов применяют только для герметизации:

-    внутренней поверхности резервуаров, кровли и верхних поясов, которые имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;

-    сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;

-    поплавков понтона;

-    клепаных соединений резервуаров;

-    прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

4.6.2.    Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации.

4.6.3.    Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров нефтепродукта). Правила охраны труда при работе с эпоксидными составами приведены в приложении 16.

4.6.4.    Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6 - 8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

4.6.5.    Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40 - 80 мм с помощью безыскровых приспособлений.

4.6.6. Для ремонта резервуаров рекомендуется применить эпоксидные композиции (клей) холодного отвердения, составы которых приведены в таблице

11.

Составы клеевых композиций

Таблица 11

Компонент

Состав (в массовых частях)

I

II

Смола эпоксидная непластифицированная ЭД-20

100

100

Дибутилфталат (пластификатор)

15

-

Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20

-

50

Пудра алюминиевая (наполнитель)

10

10

Полиэтиленполиамин (отвердитель)

10

10

Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно пластификатора.

4.6.7. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клее на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

Составы клеевых композиций приведены в таблице 12.

Компонент

Состав (в массовых частях)

I

II

III

Эпоксидная смола ЭП-0010

100

100

100

Отвердитель полиэтиленполиамин

10

10

8

Асбест хризотиловый

15

-

10

Цинковый порошок

-

20

10

4.6.8.    Перед началом работ по ремонту резервуаров с применением эпоксидных клеевых составов работников необходимо ознакомить с технологией производства работ, правилами охраны труда и санитарно-профилактическими мероприятиями при работе с эпоксидными клеями.

4.6.9.    Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани - стеклоткани, бязи и др.

Каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного листа и ранее уложенного армирующего слоя на 20 - 30 мм. На верхний армирующий

слой наносят слой эпоксидного клеевого состава с последующим лакокрасочным покрытием.

4.6.10.    Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется (прикатывается) металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и металлом.

4.6.11.    Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесением сплошного армирующего покрытия на дефектное место.

4.6.12.    Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняют с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 и отвердителя -гексаметилендиамина (в массовых долях: шпатлевка - 100, отвердитель - 8,5).

4.6.13.    Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом или другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензином и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой.

Состав эпоксидной грунтовки (массовые доли): ЭП-0010-100; отвердитель - 8,5; растворитель Р-40. Количество растворителя Р-40 при нанесении грунтовки краскопультом не должно превышать 35 массовых долей, при нанесении вручную допускается до 45 массовых долей.

4.6.14.    Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным покрытием следующего состава (в массовых долях): шпатлевка ЭП-0010 - 100; отвердитель (гексаметилендиамин) - 8,5; наполнитель (пудра алюминиевая) - 100.

4.6.15.    Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться не ранее, чем через семь суток после окончания ремонта.

4.6.16.    Качество ремонтных работ с применением эпоксидных составов обеспечивается постоянным и строгим пооперационным контролем всего технологического процесса. Пооперационный контроль предусматривает систематическую проверку:

-    соответствия исходных материалов их паспортным данным и срокам хранения;

-    условий их хранения;

-    качества подготовки поверхности ремонтируемых участков резервуара;

-    правильности дозировки компонентов клея, тщательности их перемешивания при подготовке компаундов и клеевых композиций;

-    внешнего вида и вязкости компонентов клея;

-    сроков использования клея в соответствии с установленным сроком сохранения его эксплуатационных качеств;

-    чистоты тары для компаундов, отвердителей и готовых композиций;

-    температурно-временпых режимов отвердения клея.

Ремонт с помощью полимерных клеев «СПРУТ»

4.6.17.    Клеевое покрытие «Спрут» наносится на защищенную внутреннюю или внешнюю поверхность резервуара шпателем для заделки трещин, свищей и другие повреждений.

Основные технические характеристики клея приведены в таблице 13.

Наименование показателей

Показатели

Внешний вид клеевой массы

Вязкая прозрачная масса зеленоватого цвета

Температурный интервал нанесения на поверхность, °С

От 0 до 60

Время отвердения, часы

От 4 до 12

Прочность при отрыве по ГОСТ 14760, МПа, не менее через одни сутки через семь суток

10

15

4.6.18. Соотношение компонентов и последовательность их введения при приготовлении клея «Спрут» приведена в таблице 14.

Соотношение компонентов и последовательность их введения при приготовлении клея «Спрут»


Таблица 14

Наименование компонентов

Массовые части

Последовательность введения

Основа

100

1

Продукт АТЖ-М

70

2

Инициатор

4

3

4.6.19. Соотношение компонентов при приготовлении ряда других клеевых композиций типа «Спрут» приведены в таблице 15.

Таблица 15

Наименование композиции

Состав, массовые части

Основа

АТЖ-М

НК-1

ПМЭК

Спрут 9М

100

70

-

4

Спрут-5МДИ

100

-

2

2

Спрут-12

100

70

2

2

Адгезив-НС

100

60

2

2

Адгезия-НБ

100

60

4

4

Композит «В»

100

-

4

4

4.6.20. Составы и назначение клеевых покрытий и шпатлевок на основе клея «Спрут»-9М2 приведены в таблице 16.

Таблица 16

Наименование

Компоненты клея, массовые части

Наполнители, массовые части

Назначение

Основа

Продукт АТЖ-М

Инициатор

Алюминиевая пудра

Тальк

1

2

3

4

5

6

7

Клеевое покрытие армированное

100

70

4

+

Для заделки трещин, пробоин, свищей в резервуарах

Клеевое покрытие с наполнителем

100

70

4

10

Для антикоррозионной защиты стальных резервуаров

Шпатлевка

100

70

4

100

Для шпатлевки раковин, каверн на стальных поверхностях

4.6.21. На компоненты, используемые для применения клея типа «Спрут» должны быть сертификаты, подтверждающие их соответствие техническим

условиям

Ремонт резервуаров с помощью молекуляр-металлов (химическая холодная сварка)

4.6.22.    Одним из методов ремонта резервуаров без применения сварочных работ является применение новых технологий - химическая холодная сварка «Диамант». Метод основан на применении металлического двухкомпонентного материала, который взаимодействует с ремонтируемым металлом на молекулярном уровне. Химическая холодная сварка эффективный и быстрый способ заделки трещин, отверстий, коррозионных повреждений, устранения утечек нефтепродукта. Холодная сварка может применяться при температурах ниже 0°С. Возможно проведение ремонта систем находящихся под небольшим давлением.

4.6.23. Для приготовления клеевого состава для холодной сварки используют два компонента «Диамант» и «Стандарт». Компоненты, представляющие собой жидкие, пастообразные вещества или металлические порошки, смешиваются в равных долях до получения однородной массы. При смешении необходимо следить за единым цветом смеси. Светлые полосы в смеси свидетельствуют о том, что компоненты А и В не тщательно размешались.

4.6.24.    На предварительно очищенную и обезжиренную поверхность смесь наносится шпателем или кистью слоями любой толщины. Для создания особопрочных соединений холодную сварку комбинируют со стеклотканью. Отвердение смеси происходит при 20°С через 2 - 3 часа.

Более высокая температура ускоряет, а более низкая замедляет процесс отвердения.

4.6.25.    Качество работ обеспечивается соблюдением технологических требований и контролем за их выполнением. На поверхности отремонтированного участка не допускаются скопление пор, раковин глубиною более 1,0 мм, одиночные несплошности в виде трещин или в любой другой форме, участки рыхлот более 10 % от площади «заплаты».

4.6.26.    Ремонтные работы, выполненные материалами «Диамант», контролируются методом цветной дефектоскопии.

4.7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой

4.7.1.    Работы по ремонту резервуаров выполняются в соответствии с рекомендациями по результатам технического диагностирования резервуаров в соответствии с РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

4.7.2.    Перед проведением ремонтных работ жидкость (этиленгликоль) или инертный газ (азот), находящиеся в межстенном пространстве резервуара, удаляются закрытым способом через дренажный трубопровод. Затем через патрубок продувки межстенное пространство продувается воздухом и просушивается.

4.7.3.    Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого топлива, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).

4.7.4.    Диагностирование резервуаров должно носить комплексный характер для выявления всех факторов, влияющих на безопасность их эксплуатации, и в соответствии с разделом 1 настоящего Руководства.

В объем диагностирования входят:

-    анализ технической документации на резервуар;

-    визуальный осмотр резервуара;

-    исследование коррозионного состояния резервуара;

-    пневматические или гидравлические испытания резервуара в межстенном пространстве и т.д.

4.7.5.    Подготовительные работы перед проведением ремонта, а также ремонт резервуаров с применением и без применения огневых работ выполняются в соответствии с частью II (п.п. 4.2, 4.3) настоящего Руководства.

Дефектные участки стенок резервуара подлежат частичному или полному удалению и ремонту.

4.7.6.    В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Для долговременной защиты стенок (внутренней и наружной) резервуаров проводят работы по нанесению на предварительно подготовленную поверхность изоляционных покрытий.

4.7.7.    На прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты. Внутренние поверхности наземных и подземных резервуаров покрывают антикоррозионными лакокрасочными материалами в 2 - 4 слоя с

последующей сушкой каждого нанесенного слоя в отдельности.

4.7.8. После завершения работ по антикоррозионной защите поверхностей оформляется акт приемки резервуара в эксплуатацию, к которому прилагается паспорт на применяемые материалы.

4.8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров

4.8.1.    Усиление эксплуатирующихся резервуаров проводится бандажированием с целью восстановления несущей способности нижних поясов стенки (1 -4 пояс), имеющих коррозионный износ в пределах до 20 % от первоначальной толщины листа.

4.8.2.    Бандажные усиления для укрепления стенки и повышения ее несущей способности, надежности конструкции при эксплуатации целесообразно устанавливать на резервуарах вместимостью от 1000 до 10000 м как полистовой, так и рулонной сборки.

4.8.3.    Бандажные усиления представляют собой разъемные стальные кольца, состоящие из 4 - 6 полос (в зависимости от длины полосы и диаметра резервуара), стянутых с помощью резьбовых соединений.

На резервуаре может быть установлено от 10 до 20 колец по высоте четырех поясов в зависимости от коррозионного износа металла и геометрического сечения полосы. Необходимое количество колец определяется расчетом.

4.8.4.    Монтажные работы по установке бандажных усилений следует совмещать с проведением ремонта резервуара, подготовленного к выполнению огневых работ.

4.8.5.    Решение на усиление резервуара или группы резервуаров бандажами принимается техническими службами предприятий или территориальных объединений Компании после получения результатов обследования и комплексной дефектоскопии резервуаров.

4.8.6.    На каждый резервуар, намеченный к проведению работ по усилению, должен разрабатываться индивидуальный технический проект с учетом его технического состояния. В проекте приводятся:

-    краткие сведения о техническом состоянии резервуара;

-    расчетная часть;

-    организация монтажных работ;

-    рекомендации по дальнейшей эксплуатации усиленного резервуара.

4.8.7.    Резервуар после завершения комплекса ремонтных работ и монтажа бандажных колец должен пройти гидравлические испытания согласно установленным правилам. По завершению испытаний составляется акт о вводе его в эксплуатацию, в котором указывается предельный уровень наполнения усиленного резервуара.

4.9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции

4.9.1.    Подготовка к ремонтным работам в резервуаре с ППУ - понтоном состоит из следующих операций:

-    зачистки резервуара;

-    промывки поверхности ППУ;

-    дегазации резервуара, в т.ч. методом принудительной вентиляции.

4.9.2.    Поверхность понтона промывается с помощью моющего раствора типа МЛ (концентрацией 0,1 % при температуре 60°С). Направлять струю острого пара на понтон из ЦПУ запрещается.

4.9.3. Для ремонта только ППУ-понтона концентрация углеводородов снижается до санитарных норм. При этом затвор понтона должен быть отжат по периметру от стенки резервуара без нанесения механических повреждений с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений.

4.9.4.    Отбор проб паровоздушной смеси производится из следующих точек под понтоном; из полостей защитной трубы ПСР, перфорированной трубы для замера уровня и отбора проб, центральной стойки и в нескольких местах непосредственно под затвором.

4.9.5.    Концентрация паров вредных веществ не должна превышать допустимых значений по ГОСТ 12.1.005.

4.9.6.    При ремонтных работах в предварительно зачищенном и дегазированном резервуаре с 1ИГУ-понтоном производится зачистка дефектных мест (вокруг трещин, проломов и т.д.). Под проломы подгладываются металлические, фанерные и прочие пастилы, покрытые смазкой или полиэтиленовой

пленкой. Затем дефектные места напыляются (заливаются ППУ).

4.9.7.    Надрезы и неплотно прилегающие к стенке и другим элементам резервуара части затвора ремонтируются путем вклеивания секторов и сегментов эластичного ППУ соответствующей конфигурации. Между затвором и стенкой резервуара прокладывается полоска полиэтиленовой пленки во, избежание прилипания затвора к стенке. Отремонтированные поверхности ковра и затвора, а также изношенное покрытие понтона, покрываются латексом.

У опорных стоек монолитного понтона из ППУ проверяется действие выдвигающихся частей с последующим ремонтом, Затем, как и у стационарной опоры, при необходимости восстанавливается антикоррозионное покрытие.

4.9.8.    При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные места (отслоения, смятия и пр.) очищаются до металла. Затем металл зачищается, покрывается грунтовкой, и на него напыляется ППУ. Аналогично ремонтируются трещины теплоизоляции из ППУ. При ремонте теплоизоляции на верхних поясах резервуаров применяются люльки различных конструкций или автоподъемники.

Дефектные участки теплоизоляции из ППУ на трубопроводах небольшого диаметра удаляются; металл трубы защищается, покрывается антикоррозионным покрытием. В цилиндрической скорлупе вырезается продольный сектор, который после монтажа скорлупы на трубопроводе вклеивается на свое место.

Для труб диаметром 250 мм теплоизоляция может восстанавливаться методом напыления. Отремонтированные участки трубопроводной теплоизоляции из ППУ обматываются пленкой, покрываются кожухом из металла или другого материала.

4.9.9.    Проведение сварочных работ и других огневых работ с открытым пламенем в период ремонта понтона не допускается.

4.9.10.    Перед производством огневых работ на резервуаре с 1ИГУ-понтоном должно быть осуществлено проведение всех мероприятий, обеспечивающих пожарную безопасность, в том числе инструктаж работников, проводящих ремонтные работы.

4.9.11.    При загорании теплоизоляции или понтона из ППУ нахождение работников с подветренной стороны категорически запрещается.

4.9.12.    При ремонте понтона освещение обеспечивается светильниками во взрывобезопасном исполнении.

4.9.13.    При удалении и исправлении дефектных мест кровли, корпуса резервуара, приварке воротников защитной трубы ПСР, трубы для замера уровня и отбора проб, центральной стойки, герметизации верхнего уторного уголка с применением огневых работ должны быть приняты меры, предотвращающие попадание на понтон раскаленного металла.

Поверхность ППУ должна быть защищена от сварочных брызг с помощью различных средств: кошмы, листового асбеста или паронита, металлических листов, воздушно-механической пены и др.

4.9.14.    Работы по ремонту понтонов из ППУ производятся в защитной спецодежде. Кроме того, при вклеивании деталей затвора и нанесении латексного покрытия используется респиратор, а при напылении - фильтрующие противогазы.

4.9.15.    К ремонту понтонов из ППУ допускаются лица, прошедшие предварительную подготовку и медицинское освидетельствование.

5. ОБОРУДОВАНИЕ, МЕХАНИЗМЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ

5.1. При проведении ремонта может быть применено следующее оборудование, приспособления и инструмент:

-    грузоподъемные механизмы (лебедки, краны, домкраты, тельферы);

-    такелажное оборудование и оснастка;

-    устройства и приспособления для работы на высоте (инвентарные строительные леса, подмости, навешиваемые и прикрепляемые на крыше резервуара люльки, стремянки и т.п.);

-    оборудование и инструмент для резки металла, сварных соединений;

-    сварочное оборудование и инструмент для выполнения сварочных работ (ручная электродуговая сварка, сварка полуавтоматами и т.п.);

-    строительное оборудование для производства работ по устранению осадок резервуара, укреплению и уплотнению оснований и фундаментов;

-    вспомогательные монтажные приспособления и инструмент (клинья, скобы, тросы, стяжки, талрепы, молотки, кувалды и т.п.);

-    материалы (швеллеры, утолки, тавровые и двутавровые балки и другая сортаментная сталь);

-    приспособления и приборы для проведения испытаний на прочность и герметичность (вакуум-камеры, насосы, манометры);

измерительный инструмент (рулетки, штангенциркули, кронциркули и т.п.);

-    средства индивидуальной защиты и спецодежда (монтажные каски, предохранительные пояса и т. п.).

5.2.    Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент, выпускаемые серийно промышленностью и имеющие заводскую маркировку. Целесообразно применять наиболее прогрессивное технологическое оборудование, обеспечивающее высокую производительность ведения ремонтно-монтажных работ и значительно снижающее использование ручного труда.

5.3.    Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки, устанавливаемые инструкциями и ведомственными службами Госгортехнадзора России.

Сроки и даты проверки, допустимые нагрузки, грузоподъемность указываются на регистрационных табличках, установленных на соответствующем оборудовании и механизмах.

5.4.    Работы по подъему, перемещению, транспортированию грузов должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.009-76 и ГОСТ 12.3.020-80.

5.5.    Оборудование для резки, сварки, электрооборудование должно быть работоспособным, находиться в исправном состоянии, проверено перед проведением работ, а также удовлетворять требованиям электро- и пожаробезопасности, правилам охраны труда, ПУЭ.

5.6. Измерительный инструмент и приборы, используемые для определения линейных, массовых, объемных, электрических и других величин должен иметь метрологическую аттестацию и поверяться в сроки, определяемые Госстандартом или ведомственной метрологической службой.

5.7. Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окрайка днища, несущих конструкций и колец жесткости, кровли резервуаров (в том числе повышенного давления), понтонов и плавающих крыш резервуаров, эксплуатируемых в районах с различной расчетной температурой наружного воздуха, в зависимости от вместимости резервуаров рекомендуется применять необходимые марки сталей, которые должны соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков.

5.8. Для ремонта стенки и днища горизонтальных сварных резервуаров следует применять сталь марки ВСт3сп3 по ГОСТ 380-94 «Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки».

-3

Для ремонта стенки и днища резервуаров емкостью 3 и 5 м3, а также для колеи жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех емкостей в районах с расчетной температурой до минус 30°С допускается применение стали марки Ст3кп2 по ГОСТ 380-94.

5.9.    При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные места (отслоения, смятия и пр.) очищаются до металла. Затем металл зачищается, покрывается грунтовкой, и на него напыляется ППУ. Аналогично ремонтируются трещины теплоизоляции из ППУ. При ремонте теплоизоляции на верхних поясах резервуаров применяются люльки различных конструкций или автоподъемники.

5.10.    Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных составов должны применяться следующие материалы: эпоксидная смола ЭД-20, смола низкомолекулярная полиамидная Л-20, полиэтиленполиамин, дибутилфталат, стеклоткань, пудра алюминиевая ПАК-1, ацетон технический, наждачная бумага № 3 - 5, шпатлевка ЗП-0010. толуол технический, бензин, гексаметилендиамин, растворитель Р-4.

6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ, ИСПЫТАНИЯ И ВВОД РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

6.1.    При ремонте резервуаров применяются следующие виды контроля качества сварных соединений:

-    визуальный контроль;

-    измерительный контроль;

-    контроль герметичности сварных швов методом керосиновой пробы, избыточного давления, вакуумных камер или цветной дефектоскопии;

-    физические (радиография или ультразвуковая дефектоскопия) для определения внутренних дефектов;

-    гидравлические и пневматические испытания.

6.2.    Визуальному контролю должны подвергаться 100 % ремонтируемых сварных соединений.

6.3.    К недопустимым внешним дефектам сварных резервуаров относятся трещины любых видов.

6.4.    Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуаров проводится в соответствии с ГОСТ 23118-99 «Конструкции металлические строительные. Общие технические условия».

6.5.    Контроль выполненных работ осуществляют:

-    визуальным осмотром мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением геометрических параметров сварных швов;

-    испытанием швов на герметичность;

-    проверкой сварных соединений рентгено- и гамма-просвечиванием или другими физическими методами;

-    окончательным испытанием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

6.6.    Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.

6.7.    В старых клепаных резервуарах подвергаются проверке заклепочные соединения в зонах, прилегающих к ремонтируемому участку. Проверку выполняют простукиванием легким молотком по головкам заклепок (качественные заклепки не издают дребезжащего звука), затем проверяют герметичность вакуум-методом.

6.8.    Контроль сварных соединений посредством визуального осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713, ГОСТ 23118. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.

6.9.    Визуальный осмотр, измерения геометрических размеров швов проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов:

-    несоответствия размеров швов требованиям проекта, ГОСТ 23118;

-    трещин всех видов и направлений; подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и других технических дефектов,

-    отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

6.10.    Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения с помощью шаблонов соответствия их размеров требованиям проекта и стандартов.

6.11.    При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.

6.12.    Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка должны быть расположены в разбежку. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.

6.13.    Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками.

6.14. Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100 %-ному контролю на герметичность вакуум-методом или керосиновой пробой.

6.15. Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином.

В зимних условиях для ускорения процесса контроля разрешается смачивать сварные соединения керосином, предварительно нагретым до температуры 60 - 70°С. В этом случае процесс контроля герметичности сокращается до 1 часа.

6.16.    Испытание на герметичность сварных соединений днища резервуаров производится вакуум-методом.

6.17.    Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ, центральной части понтона и плавающей крыши.

6.18.    Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и плавающих крыш проводят путем нагнетания в них воздуха компрессором до избыточного давления 1 кПа с одновременным смазыванием всех наружных швов мыльным раствором или другим пенным индикатором.

6.19.    Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-камерой, керосином или внутренним избыточным давлением воздуха.

В резервуарах повышенного давления при испытании герметичности кровли на избыточное давление необходимо при достижении эксплуатационного давления проявлять осторожность (медленное повышение давления) во избежание потери устойчивости торовой части.

6.20.    Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской, удаляют на длину дефектного места плюс 15 мм с каждого конца и заваривают вновь.

Исправленные дефекты в сварных соединениях должны быть вновь подвергнуты повторному контролю на герметичность. Исправлять одно и то же дефектное место разрешается не более двух раз.

Обнаруженные дефекты в сварных соединениях кровли резервуара (не повышенного давления) устраняют повторной подваркой без удаления дефектных

участков.

6.21.    Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окрайка днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса, соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) резервуаров вместимостью 2000 м3 и более подвергаются контролю просвечиванием - рентгено- или радиографированием.

Оценка качества сварных соединений по данным просвечивания осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512.

Просвечивание осуществляется до гидравлического испытания резервуара.

Допускается контроль швов ультразвуковым методом с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест.

3

В резервуарах вместимостью до 1000 м с разрешения главного инженера допускается контроль качества сварных швов керосином.

Сварные соединения двух нижних поясов стенки резервуаров вместимостью 2000 м3 и более, изготовленных из кипящей стали, после среднего или капитального ремонта должны подвергаться 100 %-ному контролю просвечиванием.

6.22.    Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания, днища, окрайка, стенки, покрытия и анкерных устройств (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов стенки), посредством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соответствующего избыточного давления или вакуума.

6.23. В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах: в стыковых соединениях стенки, в сопряжении стенки с днищем и других ответственных соединениях.

Если в процессе испытания по истечении 24 часов на поверхности стенок резервуара или по краям днища не появится течи и уровень воды в резервуаре не будет снижаться, то резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание,

6.24.    После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерности осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее, чем в восьми точках и не реже, чем через 6 м.

6.25.    Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при заполнении его до расчетного уровня проводят по отвесу, геодезическими и другими способами.

6.26.    Качество ремонта понтона (плавающей крыши) и уплотняющего затвора проверяют путем подъема и опускания понтона при заполнении резервуара водой.

При подъеме и опускании понтона (плавающей крыши) ведется контроль за работой уплотняющего затвора с целью выявления возможного заклинивания, неплотного прилегания, перекосов и неплавного его хода. Места дефектов фиксируют и устраняют.

6.27.    После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые отклонения согласно ГОСТ 23118, испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы (приложение 17).

7. ОХРАНА ТРУДА И ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.14.    При проведении огневых работ баллоны со сжатым, сжиженным и растворенными газами не должны иметь контактов с электропроводящими кабелями.

7.15.    Огневые работы должны проводиться исправным инструментом и заземленным сварочным оборудованием. Запрещено использовать приставные лестницы.

7.16.    Во время проведения огневых работ в резервуаре любые другие работы запрещены.

7.17.    Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении несоблюдения мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске на огневые работы, появления в воздухе рабочей зоны паров нефтепродукта или горючих газов, а также возникновении опасной ситуации.

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

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

8. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ

Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах распространяются на все случаи устранения дефектов (трещин, непроваров, вмятин и т. п.), обнаруженных в период их эксплуатации.

Карты являются иллюстрированным дополнением общих указаний, приведенных в настоящем Руководстве.

В картах приведены наиболее часто встречающиеся случаи образования дефектов в конструкциях металлических резервуаров и даны примеры устранения этих дефектов.

Трещины и другие дефекты, обнаруженные не в сварных соединениях, а в околошовной зоне, должны быть устранены аналогично методам, приведенным в указанных картах.

Дефекты, возникающие в конструкциях резервуаров, не предусмотренные настоящими картами, должны устраняться по отдельным решениям с разработкой технологии применительно к изложенным в картах случаям. Дефекты в конструкциях могут устраняться организацией, проводящей ремонтные работы, по специально разработанной и согласованной с заказчиком технологии.

1. Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров


Карта 1.1.

Дефект

Неравномерность осадки основания резервуара А превышает допустимое значение

1.    На участке осадки к корпусу резервуара приваривают через 2,5 - 3 м ребра жесткости Б на расстоянии 0,4 м от днища. Сварной шов 8*100 мм через 1500 мм.

2.    Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Резервуар поднимают выше осадки на 40 - 60 мм.


3.    Подбивают грунтовую смесь (супесчаный грунт, пропитанный битумом).

4.    Резервуар опускают на основание. Ребра удаляют.

5. Смеси подбивают трамбовками: под днищем - вертикальными слоями, за пределами днища - горизонтальными слоями.

Откосы выполняют в соответствии с требованиями основного проекта.


Метод исправления II

1.    На участке осадки резервуара приваривают через 10 - 12 м в двух-трех местах патрубки Б из трубы диаметром 520 мм (толщиной 8 - 10 мм) на расстоянии 0,6 - 0,8 м от днища.

2.    С помощью трубоукладчика Q-60 тс резервуар поднимается за один из патрубков на высоту, превышающую величину осадки на 40 - 60 мм.

3.    Подбивают грунтовую смесь с помощью специальных штанг-трамбовок.

4.    Резервуар опускают на основание. Патрубки удаляют.

Карта 1.2.

Дефект

Зазоры между бетонным кольцом основания А и окрайка днища Б - до 100 мм на значительном протяжении периметра корпуса резервуара В

Метод исправления

1.    Зазоры между бетонным кольцом и днищем утрамбовывают бетоном марки не ниже 100.

2.    При необходимости работы по восстановлению вертикальности стенки резервуара, выполняют в соответствии с требованиями карты 8.1.1.


Карта 1.3.

Дефект

Превышающая допуски равномерная осадка основания резервуара А, в районах с недостаточно устойчивыми грунтами.

Метод исправления

1. Вокруг резервуара, на расстоянии 1 м от него, устраивают монолитное бетонное (бутобетонное) кольцо Б. Верх кольца должен быть ниже основания резервуара не менее чем на 50 мм.

2.    Отмостки В устраивают согласно требованиям основного проекта.

3.    Подходящие трубопроводы должны обеспечивать возможность осадки за счет гибких вставок или компенсирующих устройств.


Карта 1.4.

Дефект

Местная просадка основания А под днищем резервуара Б (вне зоны окрайка) глубиной более 200 мм на площадке более 3 м кв.

1.    В днище резервуара Б на участке пустоты вырезают отверстие В диаметром 200 - 250 мм для подбивки грунтовой смеси Г.

В зависимости от площади просадки основания и удобства подбивки при необходимости вырезают дополнительные отверстия.

А 6


2. Пустоту засыпают грунтовой смесью Г (супесчаным грунтом, пропитанным битумом) и уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой или вручную.

3.    Вырезанное в днище отверстие закрывают круглой накладкой Д диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара.

4.    Накладку с днищем сваривают по всему контуру плотным швом.

Примечание. В случае пропитки основания в зоне дефектного места нефтепродуктом допускается выемка гидрофобного грунта в указанной зоне глубиной 250 мм с последующей засыпкой и уплотнением сухим песком.

Карта 1.5.

Дефект

Днище резервуара А не просело, а основание Б частично осыпалось. Между днищем и основанием образовался зазор.

Метод исправления

1.    На разрушенном участке подбивают грунтовую смесь пневмотромбовкой или вручную (супесчаный грунт, пропитанный битумом).

2.    За пределами резервуара укладывают слой песчаного грунта В, а поверх него утрамбовывают изолирующий слой.

3.    Откосы основания Г выполняют согласно проекту.

Пр имечание. При ведении ремонтных работ в зимних условиях смесь для изолирующего слоя перед укладкой необходимо подогреть до 50 - 60°С.

Карта 1.6.

Дефект

Значительная равномерная просадка стенки резервуара по всему периметру до 250 мм с резким прогибом окрайки днища на расстоянии до 500 мм от стенки; сварные соединения днища не нарушены.

Метод исправления

1.    На отдельных участках стенки резервуара на расстоянии 0,4 м от днища приваривают через 2,5 - 3 м по периметру ребра жесткости (см. карту 8.1.1.).

2.    Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Участок стенки поднимают выше просадки на 50 мм.

3.    Распускают сварные соединения приварки окрайка к центральной части днища и стенке резервуара. Окраек разрезают на отдельные части и удаляют из резервуара.

4.    Укладывают слой гидрофобного грунта до проектной отметки основания и уплотняют трамбовкой.

5.    Подводят под стенку части окрайка днища с технологической прокладкой. Части окрайка между собой сваривают встык, поджимают к стенке и приваривают двухсторонним тавровым швом.

6.    Сваривают внахлест окраек с центральной частью днища,

7.    Стенку опускают на основание, снимают домкраты и удаляют ребра жесткости.

8.    Все сварные соединения проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

2. Карты ремонта днищ стальных вертикальных резервуаров


Карта 2.1 Дефект

Продольная трещина А в сварном стыковом соединении окрайка днища, не доходящая до уторного уголка Б; в резервуарах без уторного уголка до корпуса В. Остальное выполнено качественно.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

3.    Сварку дефектного места осуществляет на технологической подкладке Д в два слоя или более от засверловки до наружного края окрайка с обязательным выводом шва на технологическую подкладку.

4.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.


Карта 2.2.

Дефект

Радиальная трещина А длиной не более 100 мм в окрайке днища Б, не доходящая до уторного уголка В или стенки Г снаружи или внутри резервуара.

1.    Расчищают дефектное место трещины и концы ее Д засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.


3.    Сварку дефектных мест осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более. Направление сварки указано стрелками, при сварке трещины на наружной части окрайка днища последовательность сварки принимается по карте 2.1.

4.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.


Карта 2.3.

Дефект

Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментного окрайка днища Б, не имеющей остающейся технологической подкладки. Трещина дошла до уторного уголка В или прошла под горизонтальной полкой, или вышла на горизонтальную полку уторного уголка и прошла под стенку Г резервуара, но не вышла на основной металл днища.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, вырезают уторный уголок длиной 500 мм (по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины).

2.    Выявляют границу трещины и ее конец Д засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места окрайка осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более.

Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны.

5.    Приваривают стенку к сегментам окрайка днища в месте вырезки уторного уголка.

6.    Приваривают торосы уторного уголка к стенке и сегментному окрайку днища герметичным швом. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.

7.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.


Карта 2.4.

Дефект

Сварная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной окрайки днища Б, не имеющим технологической подкладки. Трещина прошла под уторный уголок В и стенкой резервуара Г вовнутрь и распространилась на основной металл днища Д.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, вырезают уторный утолок длиной 500 мм по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Выявляют границы трещины и ее конец Е засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места осуществляют на технологической подкладке Ж в два слоя и более. Сварку ведут

одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны.

5.    Приваривают стенку к сегментной окрайке днища в месте вырезки уторного уголка.

6.    Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментному окрайку днища. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.

7.    Видимый конец технологической подкладки обрезают.


Карта 2.5.

Дефект

То же, что и на карте 2.4 при сварке сегментных окрайков днища на остающихся технологических подкладках.

Метод исправления

То же, что и в карте 2.4, следующими дополнительными операциями:

-    после разделки кромок трещины (п. 3) на расстоянии 150 мм от засверленного отверстия вырезают в днище круглое отверстие диаметром 100 мм;

-    через вырезанное отверстие подводят дополнительную технологическую планку И;

-    сварка - согласно п.п. 4, 5, 6 карты 2.4;

-    на круглое отверстие в днище подгоняют внахлест круглую закладку К толщиной, равной толщине листа и диаметром 200 мм и приваривают по всему контуру швом с катетом 4 - 5 мм.

Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.

Карта 2.6.

Дефект I

Поперечная трещина А в сварном стыковом соединении окрайка днища Б, распространившаяся на основной металл окраек.

Дефект II

Трещина А по основному металлу окрайка днища Б внутри или снаружи резервуара.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, устанавливают границы вырезаемого участка: ширина не менее длины трещины плюс 500 мм, а длина - по ширине окрайка.

2.    Вырезают уторный уголок длиной не менее 1500 мм, симметрично в обе стороны от границы вырезаемого участка.

3.    Выплавляют нахлесточное соединение приварки днища к окрайку 3 и угловой шов приварки стенки к окрайку 4.

4.    Приподнимают участок днища в месте нахлесточного шва.

5.    Вырезают дефектный участок окрайка днища.


6.    Взамен вырезанного участка подгоняют встык вставку с зазорами 3 ± 1 мм.

7.    Сварку вставки осуществляют в два слоя или более на технологических подкладках. Очередность и направление сварки указаны стрелками и цифрами. Сварные соединения 2, 3, 5 выполняют по аналогии с требованиями п.п. 4, 5, 6 карты 2.3.

8.    Видимые концы технологических подкладок обрезают.


Карта 2.7.

Дефект

Продольная трещина в сварном стыковом соединении или нахлесточном соединении полотнища днища с выходом А или без выхода Б на основной металл. Аналогичные трещины в местах пересечения соединений.


Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы се засверливают диаметром сверла 6 - 8 мм. Затем разделывают кромки трещины с последующей их сваркой.

2.    Подгоняют к полотнищу днища внахлестку накладку В, толщиной не менее толщины дна резервуара и превышающей длину трещины 250 мм. Края накладки должны иметь закругления радиусом не менее 50 мм.

3.    Сварку накладки с днищем осуществляют по контуру с катетом шва не более 4 - 5 мм.


Карта 2.8

Дефект

Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II, п 1.22, с плавным переходом на днище резервуара.


Метод исправления

1.    В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б диаметром 200 - 500 мм в зависимости от площади хлопуна и удобства подбивки грунтовой смеси В. В необходимых случаях вырезают дополнительное отверстие.

2. Пазуху засыпают грунтовой смесью В (супесчаный грунт, пропитанный битумом), уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой вручную.

3.    Подгоняют круглую накладку Г диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара.

4.    Сварку накладки с днищем выполняют по всему контуру швом с катетом 4 - 5 мм.


Карта 2.9.

Дефект

Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II. п 1.22, сложной конфигурации или вытянутой формы в одном направлении с плавным переходом на днище резервуара.

Методы исправления

1.    Выявляют границы дефектного участка А и намечают линию разреза Б.


2.    По концам линии разреза вырезают круглые отверстия В диаметром не более 100 мм.

3.    Разрезают (вырезают) полотнище днища по намеченной линии.

4.    Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию. Максимальная высота хлопуна или выпучены должна быть не более 100 мм после поджатия.

5.    Подгоняют по месту разреза полосовую накладку Г с нахлестом не менее 30 - 40 мм от краев разреза (выреза).

6.    В случае нескольких разрезов, выходящих из одного отверстия, под него подводят подкладку Д толщиной не менее 5 мм.

7.    Сварку закладки и подкладки осуществляют по всему контуру.


Карта 2.10.

Дефект

Выпучина - складка на днище с резкими перегибами и изломами.

Метод исправления

1.    Выявляют границы дефектного участка, подлежащего удалению, в зависимости от конкретных размеров дефекта.

2.    Распускают сварные швы в районе выпучины и удаляют деформированные листы.

3.    В случае необходимости исправляют гидроизолирующий слой.

4.    Удаленные листы заменяют новыми и подгоняют с листами полотнища днища внахлестку по коротким и длинным кромкам.

5.    Сварку выполняют герметичными швами с катетом 5 мм. Направление и последовательность сварки показаны стрелками и цифрами.

Карта 2.11.

Дефект

Центральная опорная стойка поднялась и вырвала часть днища. Основание пропитано нефтепродуктами.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, устанавливают и размещают границу дефектного участка, подлежащего удалению.

2.    По разметке высверливают ручной дрелью (пневмозубилом) под слоем технического вазелина дефектное место.

3.    Под днище подбивают глиняный замок, отстоящий от кромок дефектного места более на 200 мм. Толщина глиняного замка должна быть не менее 150

мм.

4.    Обрабатывают и зачищают от задиров кромки днища.

5.    Подгоняют внахлестку на 50 - 100 мм накладку из металла толщиной, равной толщине днища.

6.    Накладку сваривают с днищем.

7.    Герметичность сварных соединений отремонтированного участка проверяют вакуум-методом.

Карта 2.12.

Дефект

Коррозионные повреждения площадью 1 м2 отдельных листов внутренней поверхности днища - группа

Правила технической эксплуатации резервуаров

раковин А, точечные углубления осповидного типа Б глубиной более 1,5 мм и сквозные отверстия В. Метод исправления


Дефект устраняется по аналогии с требованиями карты 8.2.10.


Карта 2.13.

Дефект

Днище резервуара прокорродировано полностью.

Метод исправления I


1.    Днище заменяют участками А.

2.    Последовательно на высоту не менее 200 мм отрезают стенку с участком окрайков и днище. Длина первого участка превышает последующие на 500 мм.

3.    Отрезанный участок вытягивают из резервуара, подводят окрайки Б с технологическими подкладками В.

4.    Сваривают окрайки между собой, вертикально устанавливают полосовую сталь Г с нахлестом 50 - 70 мм и приваривают двусторонним швом к окрайкам и нахлесточным швом к стенке резервуара.

5.    После смены окрайков и участка стенки собирают днище Д и сваривают поперечные швы, затем продольные. Последовательность сварки указана на рисунке.

6.    В необходимых случаях ремонтируют изоляционный слой.

7.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара заливом воды до расчетного уровня.

Метод исправления II


1.    В первом поясе стенки вырезают монтажное «окно» с учетом нахлеста и отступа от сварных швов при последующей заварке его одним листом.

2.    На существующее днище укладывают слой гидрофобного днища А не менее 50 мм, выравнивают грунт по проектному уклону, уплотняют трамбовками и нивелируют.

3.    Собирают внахлест и сваривают полотно днища Б. Сначала сваривают листы по коротким, затем - по длинным кромкам. Сварку ведут от центра к краям листа в два слоя.

4.    В стенке последовательно прорезают окна и вставляют окрайки днища В с технологической прокладкой Г на прихватках. Окрайки между собой сваривают встык, поджимают к стенке и приваривают двумя тавровыми швами.

5.    Сваривают внахлест кольцо окрайки с полотнищем днища и заваривают окно стенки (см. карту 8.3.3).

6.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

7.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара заливом воды до расчетного уровня.


Карта 2.14.

Дефект

Коррозионные повреждения отдельных листов внутренней поверхности днища клепанного резервуара на значительной площади: группа раковин, точечные углубления осповидного типа и сквозные отверстия.


Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу дефектного участка.

2.    Группу раковин Б, удаленных от заклепочных полей, перекрывают листом толщиной 4 мм и сваривают по контуру.

Примечание. Углы листа закругляют, в средней чести сверлят отверстие диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта(пробки) В.


3.    Группу точечных углублений А, расположенных у заклепочных полей, исправляют в соответствии с требованиями п. 2 с дополнительной подгонкой в один уровень подкладок Г, привариваемых герметичным швом к днищу и к листу.


Примечание. До сварки клепанных днищ с новыми элементами металл днища проверяют на свариваемость.

Карта 2.15.


Дефект

Днище клепанного резервуара прокорродировано полностью.


Метод исправления

1.    В стенке резервуара последовательно размечают и вырезают окна А высотой 200 мм и длиной 3 м вместе с уторным уголком.

2.    В резервуар подают гидрофобный грунт Б, разравнивают и уплотняют по всей площади днища (толщиной 50 мм).


3.    На гидрофобный слой укладывают листы нового днища. Листы стали сваривают внахлест в соответствии с картами 8.2.12.

4.    В местах заклепочных вертикальных соединений стенки на высоту 100 мм от верхнего окна головки заклепок срубают, а заклепки высверливают. Диаметр сверла принимают больше на 1-2 мм диаметра заклепки.

5.    Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую закладку В толщиной, равной толщине листа первого пояса.

6.    Накладки сваривают между собой встык, а в местах отверстий их просверливают. В высверленные отверстия устанавливают смазанные синтетической смолой чистые болты из стали 3 5 или 40Х.

7.    Сварка стальной полосы со стенкой в заклепочном соединении затягивается болтами, болты проверяют на герметичность.

Карта 2.16 Дефект

Трещина А в сварном шве окрайка Б днища с выходом на основной металл. Стенка В клепанная с уторным уголком Г.


Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, устанавливают границы трещины А.

2.    Конец трещины засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Изготавливают или подгоняют штампованный или сварной компенсатор Д.

4.    Вырезают и удаляют участок окрайка Е внутри резервуара.

5.    Устанавливают компенсатор Д и обваривают по контуру Ж.

6.    По окончании работ сварное соединение проверяют на герметичность.

3. Карты ремонта стенки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров


Карта 3.1.

Дефект

Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б, распространившаяся на основной металл листа первого пояса стенки резервуара В на длину не более 100 мм.

Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Выявляют границы трещины и концы ее Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

4.    Сварку дефектного места ведут с двух сторон.

5.    Сваривают стенку В резервуара в месте выреза уторного уголка Б с окрайкой днища Д тавровым швом.

6.    Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайки днища Д. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

Карта 3.2.

Дефект

Трещина А по стыковому соединению окрайки днища Б, распространившаяся внутрь резервуара с выходом на основной металл первого пояса стенки В длиной не более 100 мм.

Метод исправления


1.    Дефект в сварном соединении окрайки и на днище исправляют по аналогии с требованиями карт

8.2.3 - 8.2.5.

2.    Затем исправляют дефект на стенке резервуара. Разделанные кромки сваривают с двух сторон за два прохода и более.


Карта 3.3.

Дефект I

Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б, распространившаяся на основной металл листа первого пояса стенки В на длину более 100 мм.


Дефект II

Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов первого пояса стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину более 150 мм.


Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины, засверливают сверлом диаметром 8 мм и вырезают уторный уголок Б длиной не менее 1500 мм в обе стороны от трещины.

2.    Вырезают дефектный участок листа первого пояса стенки резервуара В шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса.

3.    Распускают сварные горизонтальные швы между первым В и вторым Г поясами стенки в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

4.    Разделывают кромки листа первого пояса и вставки Д, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон.

5.    Сваривают лист первого пояса и вставку вместе.

Карта 3.4.

Дефект

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины, насверливают ее сверлом диаметром 8 мм и вырезают дефектный участок листа стенки Б резервуара на всю высоту пояса шириной по 250 мм от конца трещины, но не менее 1000 мм.


2.    Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б резервуара в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Разделывают кромки листа пояса и вставки В, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом.

4.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

5.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара заливом воды до расчетного уровня.

Карта 3.5.

Дефект

Продольные трещины А или одна трещина в пересечении сварных соединений стенки Б резервуара.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины, концы ее засверливают сверлом диаметром 8 мм и вырезают отверстие в стенке Б резервуара диаметром, равным длине трещины плюс 500 мм с центром в точке пересечения сварных швов.

2.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке подгоняют внахлестку накладку В диаметром более отверстия на 150 мм и толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Сварку накладки со стенкой выполняют сплошными швами сначала с наружной 1, а затем с внутренней стороны 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

Карта 3.6.

Дефект

Продольная трещина А в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара, начинающаяся вблизи горизонтального шва и распространившаяся на длину не более 150 мм.

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 1-2 мм. Дефектное место сваривают с двух сторон.


Карта 3.7.

Дефект I

Продольная трещина А в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва и распространившаяся на длину более 150 мм.

Дефект II

Трещина А по основному металлу листа стенки Б резервуара вблизи вертикального и горизонтального швов или вблизи горизонтального шва.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6-8 мм, вырезают дефектный участок листа шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса стенки Б резервуара.

2.    Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Разделывают кромки листа пояса и вставки В; вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

4.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

5.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара заливом воды до расчетного уровня.


Карта 3 8.

Дефект

Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов пояса стенки Б резервуара, начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину не более 150 мм.

Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок В длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Расчищают дефектное место, выявляют границы и концы его Г засверливают сверлом диаметром 6 -8 мм.

3.    Разделывают кромки трещины с зазором между стенками 2 ± 1 мм.

4.    Сваривают дефектный лист с двух сторон 1.


5.    Приваривают стенку резервуара в месте выреза уторного уголка к окрайке Д днища швами 2, 3.

6.    Приваривают торцы уторного уголка В к окрайке днища и стенке резервуара швами 4, 5. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

Карта 3.9.

Дефект I

Трещина А по основному металлу первого пояса стенки Б резервуара, идущая от сварного шва воротника В люка-лаза Г, или трещина в сварном шве воротника приемо-раздаточного патрубка с выходом на основной металл первого пояса.

Дефект II

Трещина или непровар А глубиной до 3 мм в продольном стыковом соединении патрубка люка-лаза Б, идущая вдоль сварного шва и входящая под воротник.

Метод исправления

1.    Вырезают дефектный участок с трещиной листа первого пояса стенки Б резервуара симметрично 8 обе стороны от оси люка-лаза или приемо-раздаточного патрубка шириной не менее 2000 мм на всю высоту пояса.

2.    Распускают сварные горизонтальные швы в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм.

3.    Заготавливают вставку по размеру вырезанного участка и в нее вваривают люк-лаз.

4.    Разделывают кромки стыковых соединений листа и вставки Д, вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

5.    Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.

6.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды.


Карта 3.10.

Дефект I

Поперечная трещина А в сварных швах стенки резервуара - сквозная или несквозная.

Дефект II

Продольная несквозная трещина длиной не более 150 мм, не выходящая на основной металл Б.

1.    Выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6

2.    Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм.

3.    Сваривают дефектное место с двух сторон.

8 мм.


Карта 3.11.

Дефект I

Многократная наварка А на участок сварного соединения и лист стенки Б резервуара в дефектном месте.

Дефект II

Коррозия А сварного шва, околошовной зоны, а также основного металла стенки Б на длине не более 500 мм.

Метод исправления I

1.    Вырезают дефектное место по кругу диаметром, большим длины дефекта на 100 мм, но не менее 300 мм.

2.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке Б подгоняют внахлестку накладку Б диаметром, большим диаметра отверстия на 15 мм и толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Сварка накладки 3 со стенкой 5 осуществляется сплошными герметичными швами сначала с наружной стороны 1, а затем с внутренней 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.


Метод исправления II

1.    Вырезают дефектное место.

2. Изготовляют вставку В диаметром, равным диаметру вырезанного дефектного места, толщиной, равной толщине листов стенки.

3.    Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки, прихватывают и сваривают с двух сторон в два-три слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

Карта 3.12.

Дефект

Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б длиной не более 250 мм в замыкающем вертикальном шве стенки резервуара, выполненным внахлест:

-    в середине пояса;

-    вблизи горизонтального шва.

Метод исправления Первый случай:

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и вырезают дефектное место радиусом 300


- 500 мм.

2. Изготовляют вставку В из сегментов 1 и 2 толщиной, равной толщине листов стенки, путем сварки их между собой внахлестку с двух сторон.

3.    Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки резервуара и сваривают с двух сторон в два-три слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

Второй случай:

То же, что и в первом случае, но вставку 3 изготовляют из четырех сегментов 1, 2, 3 и 4.

Карта 3.13 Дефект

Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б в замыкающем вертикальном шве стенки резервуара, выполненным встык, в середине пояса или вблизи горизонтального шва, выполненного встык. Длина трещины не более 250 мм.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины и засверливают концы трещины сверлом диаметром 6 - 8 мм, вырезают дефектное место радиусом 300 - 500 мм.

2.    Изготовляют вставку В диаметром, равным диаметру вырезанного дефектного места, толщиной, равной толщине стенки.

3.    Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки.

4.    Вставку В подгоняют встык с листами стенки, прихватывают и сваривают с двух сторон.

Карта 3.14.

Дефект

Несквозная трещина А длиной более 500 мм в вертикальном монтажном шве стенки Б резервуара, сваренном встык.

Правила технической эксплуатации резервуаров

То же, что и в картах 8.3.3, 8.3.4, 8.3.7, но с учетом того, что дефектный участок вырезают на высоту


одного или нескольких поясов.

Карта 3.15.

Дефект

Трещина А или отпотина Б в вертикальном сварном шве или в швах накладки стыкового вертикального соединения стенки резервуара В, выполненного с внутренней накладкой Г.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и концы его засверливают сверлом диаметром 6 мм.

2.    Срезают внутреннюю накладку Г на всю высоту пояса.

3.    Трещину и отпотину устраняют по аналогии с требованиями карт 8.3.6 и 8.3.7.

4.    В случае устранения дефекта без вставки корень существующего сварного шва Д вырубают и заваривают на всю высоту пояса.


Карта 3.16.

Дефект

Подрезы А основного металла стенки Б резервуара глубиной до 1,5 мм в узле сопряжения с днищем В или катет шва менее проектного размера.

Метод исправления

1.    Участок подреза тщательно очищают металлической щеткой.

2.    Подрезы подваривают тонкими валиками Г электродами диаметром 3 мм в два - три подхода.

3.    После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

Карта 3.17 Дефект

Вертикальные сварные соединения стенки резервуара (в том числе монтажные) имеют недопустимые дефекты в виде непроваров цепочек газовых пор и шлаковых включений.

Метод исправления

1. Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стенки и разделывают листы со скосом двух кромок (ГОСТ 5264).

Удаляют и разделывают кромки листов воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами. Удаление осуществляют с первого пояса и далее по поясам.

2.    Очищают кромки листов от следов краски, шлака, брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном.

3.    Сваривают сварное соединение с двух сторон. Сначала сваривают основной шов, а затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основною шва вырезают до чистого металла армированными абразивными кругами и зачищают металлической щеткой. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.

Карта 3.18

Дефект

Горизонтальные наружные нахлесточные сварные соединения стенки резервуара, сваренные меловыми электродами, имеют недопустимо малые размеры, подрезы основного металла на значительной длине, свищи и отпотины. С внутренней стороны листы соединены прерывистыми швами.

Метод исправления

1.    Тщательно очищают поверхность швов от следов краски, шлака, продуктов коррозии и брызг металла.

2.    Наружные горизонтальные нахлесточные швы подваривают с доведением их геометрических размеров и внешнего вида до требований ГОСТ 5264. Подрезы подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в два - три прохода. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно очищают от шлака.

3.    Внутренние горизонтальные нахлесточные соединения сваривают швом с переваркой старых прерывистых швов без их удаления.

Карта 3.19.

Дефект

Сварные соединения стенки резервуара, сваренные меловыми электродами и имеющие с внутренней стороны накладки, имеют недопустимые дефекты в виде трещин, непроваров, цепочек газовых пор и шлаковых включений.

Метод исправления

1.    Полностью удаляют накладку с внутренней стороны резервуары с помощью газовой резки, воздушно-дуговой резки или армированных кругов. Удаление осуществляют с первого пояса и далее по поясам.

Приступать к удалению накладок очередного пояса разрешается только после полного завершения сварочных работ на предыдущем поясе. При удалении накладок подрезы или прожоги основного металла не допускаются.

2.    Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стенки и разделывают листы со скосом двух кромок (ГОСТ 5264).

Удаление и разделка кромок листов осуществляется воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами.

3.    Очищают кромки листов от следов краски, шлака, брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном.

4.    Сваривают соединение с двух сторон: сначала основной шов, а затем - подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва вырезают до чистого металла армированными абразивными кругами и защищают металлической щеткой. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают.

5.    Осуществляют контроль исправленных участков физическими методами.

Карта 3.20.

Дефект

Коррозия на отдельных участках или по всей длине вертикальных и горизонтальных сварных соединений внутренней поверхности стенки резервуара. Характер коррозии - точечные углубления осповидного типа и группы раковин глубинами от 2 до 3 мм, переходящие в сплошные полосы.

Метод исправления

1.    Участок коррозии тщательно зачищают абразивным инструментом на длину более 100 мм в обе стороны от дефектного места.

2.    Дефектный участок подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в 2 - 3 прохода.

3.    После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают.

4.    Выполняется 100 % - ный контроль отремонтированного участка сварного соединения.

Карта 3.21

Дефект


Коррозия внутренней поверхности первого пояса стенки резервуара на значительной длине зоны примыкания к днищу. Характер коррозии - группы раковин глубиной до 1,5 - 2 мм, переходящих в сплошные полосы, а также точечные углубления осповидного типа.

Метод исправления

1.    Дефектные места стенки заменяют последовательно отдельными участками.

2.    Размечают границы участков А высотой более дефектной зоны на 100 мм и длиной до 3000 мм.

3.    Вырезают дефектные места вначале у днища, а затем по границе участка на стенке.

4.    Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку Б толщиной, равной толщине листа первого пояса стенки.

5.    Накладки сваривают между собой встык, а со стенкой внахлестку.

6.    Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара заливом воды до расчетного уровня.

Карта 3.22

Дефект

Коррозия А сварного шва, околошовной зоны, а также основного металла стенки Б на длине более 500 мм.

Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного участка и выполняют разметку удаляемой зоны стенки.

2.    Вырезают отверстие В прямоугольной формы с закругленными краями.

3.    С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке Б погоняют внахлестку накладку В с размерами, большими ширины и длины отверстия на 150 мм и толщиной, равной толщине стенки.

4.    Сварка накладки В со стенкой Б осуществляется сплошными герметичными швами сначала с наружной стороны 1, а затем с внутренней резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 -250 мм.

Карта 3.23

Дефект

Местная коррозия А поверхности верхнего пояса стенки Б в виде группы раковин, а также сквозных поражений.

Метод исправления

1.    Размечают дефектный участок стенки.

2.    Разрезают верхний пояс вертикальными резами по разметочным линиям. Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от вертикальных резов на 500 мм.

3.    Удаляют обвязочный уголок длиной L+1000 мм и дефектный участок верхнего пояса стенки.

4.    Подгоняют вставку В стенки Б и сваривают стыковыми швами со стенкой с двух сторон.

5.    Подгоняют и приваривают вставку Г обвязочного уголка.

6.    Последовательность сварки указана цифрами.

Карта 3.24.

Дефект

Замена стенки резервуара без разрушения днища и перекрытия.

Метод исправления

Ремонт стенки осуществляется при помощи специальных монтажных стоек, поддомкрачивающих стенку резервуара. Стойки устанавливают снаружи резервуара в количестве 8 - 10 штук в зависимости от объема резервуара и приваривают к листам верхнего пояса около ферм (балок перекрытия).

Допускается также замена стенки резервуара последовательными участками с перемещением монтажных стоек после подведения нового участка и его сварки.


Карта 3.25 Дефект

Одиночная выпучина А в стенке Б резервуара в листах верхнего и смежного с ним поясов, превышающая допустимые размеры и имеющая резкие перегибы металла.

Метод исправления

1.    Вырезают верхний обвязочный уголок В длиной на 1000 мм больше размера выпучины.

2.    Вырезают в поясах стенки дефектные листы в районе выпучины.

3.    Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от вырезанных дефектных мест по 500 мм.

4.    Подгоняют вставки Г встык и внахлестку и сваривают с двух сторон. Сначала выполняют сварку стыковых, а затем нахлесточных швов.

5.    Подгоняют вставку обвязочного уголка со стенкой и уголком и приваривают. Последовательность сварки указана цифрами.

Пр имечание. Пунктиром указан контур удаленной выпучины


Карта 3.26 Дефект

Горизонтальный гофр А в листе стенки Б резервуара, выходящий за пределы допусков.

Метод исправления

1.    Вырезают лист с гофром.

2.    Распускают горизонтальные швы в прилегающих листах на длину не менее 500 мм в каждую сторону.

3.    Взамен вырезанного листа подгоняют и прихватывают новый лист встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки резервуара.

4.    Новый лист сваривают обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200 - 250 мм.

Последовательность сварки указаны цифрами.

Правила технической эксплуатации резервуаров Дефект

Метод исправления

1.    Через люк-лаз протаскивают в резервуар две специальные разъемные стойки.

2. Стойки собирают и устанавливают под две рядом расположенные фермы (балки) в районе хранения дефектов. Стойки укрепляют на днище и поддомкрачивают фермы (балки щитов) покрытия.

3.    Вырезают деформированные листы, подгоняют и прихватывают новые листы встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки и сваривают.

4.    Стойку переставляют под следующую ферму (балку щитов) и поддомкрачивают.

5.    То же, что и в п. 3. Дальнейшее устранение дефекта осуществляется в той же последовательности.


Карта 3.28 Дефект

Одиночная вмятина А в верхних поясах стенки Б резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур. Резервуар не имеет понтона.

Метод исправления

1.    В центре вмятины приваривают прерывистым швом круглую накладку В диаметром 120 - 150 мм из стали толщиной 5 - 6 мм с заранее приваренной серьгой Г.

2.    К серьге прикрепляют трос диаметром 12 - 13 мм и при помощи лебедки или трактора вмятину выправляют.

3.    С внутренней стороны резервуара в месте вмятины устанавливают горизонтальный элемент жесткости Д (один или несколько) из уголка, заранее завальцованного по радиусу стенки длиной более вмятины на 250 -300 мм в каждую сторону.

4.    Уголок приваривают прерывистым швом 4*100/300 мм.

5.    После выправления тщательно осматривают металл вмятины. Если в последнем появились трещины, то весь лист заменяют по аналогии с требованиями карты 3.24.


Карта 3.29

Дефект

Одиночная вмятина А или выпучина Б в верхних поясах стенки В резервуара, превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур.

Метод исправления

1.    С вогнутой стороны дефекта приваривают по вертикали накладки Г размером 150*150 мм и толщиной 5

- 6 мм с приваренными в центре шпильками Д с резьбой М22-М26. Число накладок определяется по месту в зависимости от площади дефекта.

2.    На шпильки надевают обрезок швеллера Е длиной более дефекта на 1000 мм.

3.    С помощью гаек дефектное место выпрямляют и подтягивают к швеллеру. После исправления дефекта

устанавливают контргайки.

4. В резервуарах с понтонами выпучины исправляют согласно пп. 1, 2, 3 с дополнительной установкой и приваркой наружного горизонтального ребра жесткости Е. Число ребер устраивают по месту. Вес натяжные приспособления с внутренней стороны резервуара снимают.



Карта 3.30

Дефект

Несколько вмятин на стенке резервуара.


Метод исправления

1.    Составляют карту вмятин и выбирают место постановки кольцевого элемента жесткости с наружной стороны резервуара.

2.    В месте постановки кольца жесткости к стенке А приваривают консоли Б.

3.    На консоли укладывают элементы свальцованного по радиусу резервуара кольца жесткости В и сваривают между собой.

4.    Хлопуны и вмятины выправляют путем заполнения резервуара водой, в необходимых случаях дополнительно вытягивают домкратами, закрепленными с внешней стороны.

5.    Кольцо жесткости приваривают к консолям, концы которых за пределы кольца обрезают.


Карта 3.31.

Дефект

Местная выпучина А на первом поясе стенки Б резервуара, возникшая в результате просадки подводящего трубопровода В. Размер дефекта превышает допустимые размеры.


Метод исправления

1.    Трубопровод отсоединяют.

2.    Выпучину или вмятину исправляют с помощью домкрата до допустимых размеров.

3.    Подводящий трубопровод обрезают, подгоняют и устанавливают дополнительную вставку Г.


Карта 3.32.

Дефект

Отпотина или течь в вертикальном или горизонтальном заклепочном соединении вертикального цилиндрического клепанного резервуара.

Метод исправления

1.    Выявляют границу отпотины или течи.


2.    Изготовляют и подгоняют по месту коробчатый элемент из швеллера А, перекрывающий дефектное место или все вертикальное заклепочное соединение с наружной стороны стенки резервуара.

3.    В средней части швеллера сверлят отверстие Б диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта.

4.    Коробчатый элемент накладывают на дефектное место и обваривают по внешнему периметру швом В.

5.    Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом.

6.    В отверстие завертывают болт с прокладкой, обеспечивающей герметичность.

4. Карты ремонта покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров


Карта 4.1.

Дефект I

Отрыв поясов полуферм от стенки резервуара с разрывом металла стенки (а и б).

Дефект II

То же, без разрыва металла стенки (б)

Метод исправления

1.    Выправить поврежденный участок стенки, приварив снаружи скобы и оттянув лебедкой до получения проектной формы (проверка шаблоном).

2.    Засверлив концы трещины (ось отверстия должна совпадать с осью трещины).

3.    Изготовить накладку Д, которая должна быть на 100 мм длиннее поврежденного участка и шириной не менее 150 мм, предварительно свальцевать по радиусу стенки В резервуара.

4.    Накладку приварить к стенке В резервуара сплошным швом, разорванный участок стенки изнутри заварить.

5.    Под стойку А полуфермы установить плотно подогнанный уголок В с полкой, равной ширине стойки (высоте профиля, из которого она изготовлена) и длиной 300 - 400 мм. Уголок может быть заменен швеллером, имеющем такие же размеры.

6.    Уголок приваривают к стенке В и к опорной части стойки Г швами с катетом, равным наименьшей толщине свариваемого металла стенки.

В том случае, когда разрыва стенки нет, п.п. 2, 3 и 4 не выполняются.


Карта 4.2.

Дефект

Полуфермы перекрытия резервуара оторвались в нижнем поясе среднего узла и провисли.

Метод исправления

1. Вырезают кольцо А внутренним диаметром больше диаметра стойки Б на 20 мм; наружным диаметром, обеспечивающим опирание нижнего пояса ферм В на 200 мм, и толщиной равной толщине кольца Г.

2.    Кольцо А подводят снизу и одевают на стойку Б, поджимают домкратом через монтажную стойку, устанавливаемую на днище резервуара.

3.    Кольцо А приваривают к кольцу Г швами Д и к полкам нижнего пояса В.


Примечание. Монтажная стойка может быть выполнена из отдельных секций и собрана внутри резервуара. Для обеспечения устойчивости монтажную стойку крепят к днищу расчалками (не менее 3 шт.)

Карта 4.3 Дефект

Потеря устойчивости (изгиб), разрушение элементов или узлов стропильных ферм.

Метод исправления

1.    Разгружают аварийную ферму путем установки стоек или балок, прикрепляемых к соседним фермам, или другими способами.

2.    Подгоняют и заменяют элементы фермы новыми элементами, сечение которых принимают по проекту.

3.    Трещины в сварных соединениях узлов ферм исправляют путем вырубки всего шва и наложения нового шва сечением не менее проектного.

4.    Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением швов с сечением, принимаемым по проекту.

Карта 4.4.

Дефект

Отрыв листов кровли от обвязочного уголка или кольцевого ребра щитов перекрытия резервуара.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу дефектного участка.

2.    Удаляют участки кровли, имеющие нарывы, вытяжки, изломы и т.д.

3.    Подгоняют новые элементы покрытия и листы кровли.

4. Новые листы кровли, перекрывающие вырезанный дефектный участок, сваривают внахлестку с листами покрытия и обвязочным уголком или кольцевым ребром щита.


Карта 4.5.

Дефект

Центральная опорная стойка А с опорным кольцом Б поднята и не опирается на днище В (кровля и стенки повреждений не имеют).

Метод исправления

1.    Проверяют заполнение трубчатой стойки А песком через вырезаемое отверстие в кровле.

2.    Радиальные ребра Г опорного кольца Б отрезают в зоне сопряжения со стойкой А.

3.    Под опору стойки подводят подкладку Д (при большом зазоре - катушку с торцевыми заглушками).

Катушку заполняют песком.

4.    Подкладку (катушку) Д приваривают к опорной стойке швом Е.

5.    Радиальные ребра с помощью косынок Ж приваривают к стойке А и подкладке Д.

6.    Опорное кольцо Б крепится к днищу согласно проекту.

Карта 4.6 Дефект

Местная потеря устойчивости (вмятины) торовой части кровли Трещин в зонах прогиба нет.

Метод исправления

1.    Устанавливают границы вмятин торовой части.

2.    Подгоняют внахлестку накладку с закругленными углами толщиной, равной толщине металла торовой части.

3.    В средней части накладки сверлят отверстие диаметром 8 - 10 мм и нарезают резьбу для постановки болта.

4.    Накладку по наружному контуру сваривают с кровлей.

5.    По окончании работ в отверстие устанавливают болт.

Карта 4.7.

Дефект

Местная потеря устойчивости (вмятины) торовой части кровли. В зонах перегиба имеются трещины.

Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного места.

2.    Дефектное место вырезают и на его место подгоняют встык свальцованный элемент и сваривают.

3.    Толщина вставленного элемента должна быть равна толщине вырезанного.

4.    Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом.


Карта 4.8.

Дефект

Кровля резервуара прокорродирована полностью (или частично). Несущие конструкции перекрытия не подлежат ремонту.

Метод исправления

1.    Выявляют дефектные участки кровли.

2.    Кровлю разрезают на секторы А.

3.    Вырезанные секторы опускают на землю при помощи крана или другого подъемного механизма.

4.    Поднимают новые листы на кровли и собирают (подгоняют) внахлестку на прихватах.

5.    Сваривают листы между собой, начиная от центра кровли сначала по коротким 1, а затем по длинным 2 кромкам. Последовательность сварки указана на рисунке.

6.    Приваривают кровлю к верхнему обвязочному уголку.

5.    Карты ремонта понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Карта 5.1 Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях короба понтона. Короб не имеет нижних сливных пробок.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют проветриванием при открытых верхних люках или искусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электровентиляторов.

2.    Осмотром устанавливают дефектные короба, заполняют их водой через контрольные пробки или фланцевые люки и промывают. Допускается применение моющих растворов типа МЛ и др. Промывочную жидкость удаляют из коробов сифоном или насосом за пределы резервуара.

3.    Пространство между днищем и понтоном, между понтоном и кровлей резервуара, а также все короба пропаривают при открытых контрольных пробках (люках) всех коробов. Температура пропаривания внутри резервуара должна быть не более 70°С.

4.    Дефектные места в резервуарах определяют созданием в них избыточного давления 1 кПа с одновременным промыливанием всех сварных швов.

5.    При необходимости в зоне дефектного короба снимают уплотняющий затвор.

6.    В днищах коробов врезают нижние сливные пробки.

7.    Ремонт зафиксированных дефектных мест проводится по технологии устранения трещин или неплотностей в сварных швах.

8.    Для ремонта внутри короба допускается вырезка отверстия необходимого размера в верхнем листе не ближе 50 мм от стенки понтона газовой резкой. После ремонта указанное отверстие не закрывается.

9.    Испытание на герметичность отремонтированных дефектных мест и коробов проводится или вакуум-методом, или опрыскиванием керосином.

10.    Устанавливают ранее снятые секции уплотняющего затвора.

Карта 5.2 Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях короба понтона. Короб имеет нижние сливные пробки.

Метод исправления

1. Резервуар дегазируют проветриванием при открытых люках или искусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электровентиляторов.

2 Осмотром устанавливают дефектные короба. Нефтспродукт сливают через нижние сливные пробки.

3.    Короба промывают жидкостью типа МЛ или другими моющими средствами или горячей водой.

4.    Промывочную жидкость удаляют из дефектных коробов через нижние сливные пробки за пределы резервуара.

5.    Все остальные операции по ремонту выполняют в соответствии с картой 5. 1, за исключением п. 6.

Карта 5.3.

Дефект

Неплотности (отпотины, течи) или трещины в сварных соединениях центральной части (мембраны) понтона.

Метод исправления

1.    Нефтепродукт удаляют с центральной части понтона сифоном или насосом за пределы резервуара.

2.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с п.п. 1 - 3 карты 5. 1.

3.    Вакуум-методом или опрыскиванием сварных соединений керосином выявляют и фиксируют все дефектные места.

4.    Дефекты исправляют по аналогии с требованиями технологии устранения неплотностей или трещин в сварных соединениях днища и стенки резервуара.

5.    После ремонта контролируют герметичность сварных соединений.

Карта 5.4.

Дефект

Отдельные короба понтона не касаются кронштейнов и неподвижных опорных стоек.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с п.п. 1 - 3 карты 5. 1.

2.    Измеряют зазоры между понтоном и опорной площадкой кронштейна или неподвижной опорной стойкой.

3.    При небольших зазорах (до 40 мм) на оголовок стойки или верхнюю полку кронштейна приваривают подкладку из листового металла.

4.    При больших зазорах (свыше 40 мм) на всю верхнюю полку кронштейна приваривают швеллер или двутавр требуемой высоты, а высоту опорной стойки регулируют выдвижением ее подвижной части.

Карта 5.5 Дефект

Верхние полки и подкосы кронштейнов погнуты: понтон наклонен в направлении этих кронштейнов.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с п.п. 1 - 3 карты 5. 1.

2.    Понтон в зоне дефектных кронштейнов с помощью домкратов выравнивают и поднимают на высоту более проектной на 50 - 100 мм.

3.    Погнутые элементы опорных кронштейнов удаляют и заменяют новыми профилями в соответствии с проектом.

4.    Кронштейны выводят в проектное положение, на них устанавливают упорные штыри и понтон опускают в проектное положение.


Карта 5.6.

Дефект

Понтон А затонул и покоится в перекошенном состоянии частично на кронштейне Б и опорных стойках

В.

Метод исправления

1.    Резервуар и короба понтона дегазируют в соответствии в п.п. 1 - 2 карты 5. 1.

2.    Выявляют дефектные короба и неплотности сварных соединений коробов и центральной части понтона.

Примечание В необходимых случаях подводят временные стойки, препятствующие дальнейшему оседанию понтона.

3.    Ремонт центральной части выполняют в соответствии с требованиями карты 5.3.

4.    Проверку герметичности сварных соединений всех коробов и центральной части осуществляют согласно требованиям раздела 7 настоящего Руководства.

5.    Ремонт коробов понтона выполняют в соответствии с требованиями карты 5. 1.

6.    Резервуар заполняют водой до всплытия понтона.

7.    Понтон устанавливают на стойки и поворотные кронштейны.

8.    Воду из резервуара сливают и при необходимости производят ремонт стоек.

Карта 5.7.

Дефект

Направляющие трубы А понтона Б погнуты при его погружении (местные изгибы).

Метод исправления

1.    Устанавливают границы В дефектных мест.

2.    Приваривают подкладки Г из швеллера № 18 - 20 длиной 150 - 200 мм.

3.    Приваривают стойки Д. Площадь сечения стоек должна быть не менее площади сечения направляющей трубы.

4.    По границам участка вырезают часть трубы Е и удаляют.

5.    Подгоняют вставку Б из трубы и устанавливают на месте удаленной части Е.

6.    Трубу А и вставку Ж сваривают встык.

7.    Монтажные приспособления Г, Д срезают и места сварки зачищают.

Карта 5.8.

Дефект

Понтон затонул и непригоден для дальнейшей эксплуатации.

Метод исправления

1.    Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с п.п. 1 - 3 карты 5. 1.

2.    В первом поясе стенки вырезают монтажное «окно», а в кровле резервуара проем, размеры которых были бы достаточны для удаления частей понтона при его демонтаже и подачи монтажных элементов нового понтона.

3.    Понтон разрезают на части, которые удаляют из резервуара через монтажное «окно» в стенке и проем в кровле. Для демонтажа частей понтона применяются тяговые (трактор, трубоукладчик, лебедка) и подъемные механизмы (кран, кран-укосина, установленная на кровле резервуара).

4.    Монтаж нового понтона осуществляют с использованием монтажного «окна» в стенке и проема в кровле резервуара, в соответствии с ППР, разработанным специализированной организацией с учетом особенностей его конструкции (металлический, пластмассовый и т.п.).

5.    После завершения монтажа новой конструкции понтона монтажное «окно» в стенке и проем в кровле заваривают в соответствии с требованиями карт 3.4 и 48.

6. Сварные соединения, выполненные по п. 5, проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара заливом водой до расчетного уровня.

6.    Карты ремонта анкерных креплений резервуаров повышенного давления

Карта 6.1.

Дефект

Анкерный болт оборван ниже поверхности земли или разрушена железобетонная плита противовеса.

Метод исправления

1.    Отрывают в грунте колодец с обязательным креплением стен и устанавливают дефектное место анкера.

2.    Оборванный анкерный болт заменяют новым или ремонтируют его.

3.    Колодец заполняют бетоном марки не ниже 5 с послойным вибрированием. Допускается заполнение колодца песком с послойным трамбованием и смачиванием воды.

4.    Анкерный болт закрепляют гайками за опорный столик.

Карта 6.2.

Дефект

Анкерные болты не обеспечивают натяжения. Недостаточно резьбы для натяжения анкера (анкерный болт не оборван).

Метод исправления

1.    Уточняют величину недостающей нарезной части анкера.

2.    Заготавливают подкладные шайбы или специальные втулки. Общая высота шайб или втулки должна превышать размер недостающей части резьбы болта (анкера).

3.    Под существующую шайбу подводят подкладные шайбы (втулки) и анкерный болт затягивают гайкой.

Карта 6.3.

Дефект

Вертикальные ребра анкерного столика погнуты Метод исправления

1.    Изготавливают новые столики с усиленными вертикальными ребрами.

2.    Деформированные столики демонтируют и на их место устанавливают новые.

3.    Крепление столиков к стенке резервуара производят согласно проекту.

7.    Карты ремонта горизонтальных сварных резервуаров

Карта 7.1.

Дефект

Потеря устойчивости (изгиб) элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм с частью стенки (вмятина).

Метод исправления

1.    Удаляют дефектные элементы кольца жесткости или опорной диафрагмы.

2.    Выправляют (вырезают) вмятины на стенке.

3.    Подгоняют и заменяют элементы кольца жесткости или опорной диафрагмы новыми элементами, имеющими сечения не менее предусмотренных проектом.

4.    Трещины в сварных соединениях колец жесткости и опорных диафрагм исправляют путем вырубки всего шва и наложения нового, сечением не меньше предусмотренного проектом.

5.    Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением швов, предусмотренных проектом.

6.    Подогнанные элементы кольца жесткости или опорных диафрагм устанавливают и сваривают между собой. Высоту швов принимают по проекту.

Карта 7.2.

Дефект

Осадка одной из опор (резервуар установлен на две опоры).

Метод исправления

1.    Резервуар освобождают от нефтепродукта.

2.    Отсоединяют подводящие трубопроводы.

3.    У осевшей опоры резервуар поднимают (поддомкрачивают) выше проектной отметки и устанавливают на временную опору.

4.    На седло опоры укладывают слой бетона марки 100 (с учетом уклона) до требуемой высоты с выравниванием верхней части по шаблону.

5.    Бетон выдерживают до достижения 70 % прочности.

6.    Резервуар устанавливают на опору и подсоединяют трубопроводы.

Пр имечание. Вместо бетона допускается укладка на седло опоры полосовых металлических подкладок

Карта 7.3.

Дефект

Осадка одной или нескольких опор (резервуар на нескольких опорах).

Метод исправления

1.    Резервуар освобождают от нефтепродукта и выдерживают в течение 24 часов.

2.    На седла осевших опор укладывают слой бетона марки 100 и выдерживают до достижения 70 % прочности.

Примечание. Вместо бетона допускается установка на поверхность седла сплошных полосовых металлических подкладок.


Карта 7.4.

Дефект

Отпотина А в сварном соединении, в основании листа Б стенки или днища резервуара, или цепочка пор В в сварном соединении.

1.    Одиночную отпотину в стыковом соединении или основном листе высверливают и заваривают с двух сторон, в нахлесточном - вырубают (выплавляют) и заваривают.

2.    Цепочку пор вырубают (выплавляют) более дефектного участка на 60 мм. Стыковые соединения сваривают с двух сторон, нахлесточные - с наружной стороны.


3.    Герметичность исправленных участков проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 7.5.

Дефект

Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном соединении стенки Б резервуара без выхода на основной металл.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины.

2.    Вырубают (выплавляют) участок сварного соединения больше дефектного места на 50 мм в каждую сторону.

3.    Сварку осуществляют с наружной стороны, при необходимости выполняют подварку внутренних прерывистых швов.

4.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 7.6.

Дефект

Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном сварном соединении стенки резервуара с выходом на основной металл.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины.

2.    Конец трещины на основном металле засверливают сверлом диаметром 6 мм. Участок сварного соединения вырубают (выплавляют) больше дефектного места на 50 мм в каждую сторону. На основном металле дефектный участок вырубают до засверленного отверстия с зазором между кромками 2 ± 1 мм.

3.    Места нахлеста сваривают с наружной стороны, а на основном металле - с двух сторон. При необходимости осуществляют подварку внутренних прерывистых швов.

4.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 7.7.

Дефект

Метод исправления



1.    Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

2.    Дефектные участки шва между засверленными отверстиями вырубают (выплавляют) с зазором между кромками 2 ± 1 мм.

3.    Сварку выполняют с двух сторон электродами диаметром 3 - 4 мм или на технологической подкладке.

4.    Герметичность отремонтированных участков контролируют вакуум-методом, при помощи керосина или др. способами.


Карта 7.8.

Дефект

Трещина А по стыку или основному металлу уторного уголка Б без выхода на основной металл листа первого пояса стенки резервуара В и окрайку днища Г.


Метод исправления

1.    Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины.

2.    Осуществляют сварку стенки резервуара В в месте выреза с окрайкой днища Г тавровым швом.

3.    Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайке днища Г. Направление сварки указано стрелками.


Карта 7.9.

Дефект

Потеря устойчивости обвязочного уголка в узле сопряжения стенки с днищем.


Метод исправления

1.    Устанавливают границы дефектного места.

2.    Вырезают обвязочный уголок А вместе с деформированными местами стенки Б и днища В размерами больше дефектного места.

3.    Подгоняют встык новый элемент Г обвязочного уголка и сваривают.

4.    Подгоняют встык новые вставки стенки и днища и сваривают с двух сторон.

5.    Вставки стенки приваривают к обвязочному уголку с двух сторон сплошными швами, днища - с наружной стороны сплошным швом, а с внутренней - прерывистым.

6.    Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.

Карта 8.1.

Дефект


Неплотности А в сварных соединениях вертикального листа Б короба понтона, обращенного к стенке резервуара.

Метод исправления дефекта с применением эпоксидных составов

1.    В зоне дефектного короба демонтируют уплотняющий затвор.

2.    Выявляют участки неплотных швов.

3.    Дефектные участки сварных соединений зачищают и подготавливают для нанесения эпоксидных составов.

4.    Шпателем или кистью наносят грунтовку на основе эпоксидной шпатлевки.

5. После затвердения грунтовки (24 часа при температуре 18°С) наносится два-три слоя шпатлевки толщиной до 2 мм каждый.

6.    Поверх шпатлевки после ее затвердения наносят два слоя лакокрасочного покрытия на основе ЭП-0010.

Пр имечание. Допускается наклейка на шпатлевку армирующей ткани.


Карта 8.2 Дефект

Отпотина или отверстие А в целом металле

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место А и уточняют его границы.

2.    Выбирают место для сверления.

3.    Сверлят отверстие Б диаметром 6 - 8 мм.

4.    Нарезают резьбу для постановки болта.

5.    Подгоняют бензостойкую прокладку В и по размерам прокладки выбирают стальную шайбу Г.

6.    Зачищают поверхность дефектного места.

7.    Наносят эпоксидный состав Д.

8.    Устанавливают болт В с шайбой Г и прокладкой В.

9.    Конструкции накладки покрывают эпоксидным составом Д.


Карта 8.3 Дефект

Группы отпотин А или группа отверстий целом металле Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место А и уточняют его границы.

2.    Намечают места для сверления отверстий.

3.    Сверлят отверстия сверлом диаметром 6-8 мм.

4.    Нарезают резьбу Б для постановки болтов.

5.    Подгоняют общую бензостойкую прокладку В с накладкой Г.


6.    Зачищают поверхность дефектного места А.

7.    Наносят эпоксидный состав Д.

8.    Устанавливают стальные болты Е с прокладкой В и накладкой Г.

9.    Конструкцию накладки покрывают эпоксидным составом.

Карта 8.4 Дефект

Г руппа отпотин, отверстий или отдельные отверстия или отпотины А в целом металле Б Метод исправления

1.    Устанавливают дефектное место и его границы Б.

2.    Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклотканевой накладки.

3.    Очищенную поверхность обезжиривают ацетоном. Площадь обезжиривания должна быть больше зачищенного участка на 1 - 2 см.

4.    Наносят клеевой состав Г из эпоксидных смол толщиной не более 0,15 мм.

5.    Накладывают армирующую стеклоткань (бязь) Д.

6.    Поверхность Е армирующего слоя смазывают клеем.

7.    Накладывают второй армирующий слой Ж с перекрытием первого слоя на 1 - 2 см.

8.    Конструкцию накладки плотно поджимают к основному металлу, выдавливают воздушные пузыри и выдерживают 48 часов при температуре 20 ± 5°С.

9.    Герметичность контролируют вакуум-методом.

Карта 8.5 Дефект

Трещина в целом металле Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и устанавливают границу трещины.

2.    Засверливают концы трещины.

3.    Подготавливают место для ремонта и накладывают армирующую стеклоткань в соответствии с требованиями технологической карты 6.3 или 8.4.

4.    До ремонта засверленные отверстия шпатлюют шпателем или кистью.

Карта 8.6.

Дефект

Трещина или отпотина в сварном или заклепочном соединении.

Метод исправления

1.    Расчищают дефектное место и устанавливают его границы.

2.    Концы трещины засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм.

3.    Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклоткани.

4.    Зачищенную поверхность обезжиривают ацетоном.

5.    Отверстия и неровности сварного или заклепочного соединения выравнивают шпатлевкой с помощью шпателя или кисти.

6.    Армирующую ткань накладывают в соответствии с требованиями карты 8.5. после 24-часовой выдержки шпатлевочного состава.

Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ РУКОВОДСТВА

1.    ГОСТ 12.2.054-81 ССБТ. Установки ацетиленовые. Требования безопасности. (И-1-Ш-83, И-2-11-90).

2.    ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности. (И-1-УШ-89).

3.    ГОСТ 12.3.009-76 ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности.

4.    ГОСТ 12.3.020-80 ССБТ. Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности.

5.    ГОСТ 25.506-85 Расчет и испытания на прочность. Методы механических испытаний материалов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

6.    ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

7.    ГОСТ 380-94 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

8.    ГОСТ 1497-90 Металлы. Методы испытаний на растяжение.

9.    ГОСТ 1778-70* Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.

10.    ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

11.    ГОСТ 6996-91 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

12.    ГОСТ 7122-81 Швы сварные и металл наплавленный. Методы отбора проб для определения химического состава.

13.    ГОСТ 7268-82 Сталь. Метод определения склонности к механическому старению по испытанию на изгиб.

14.    ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия.

15.    ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

16.    ГОСТ 9087-81 Флюсы сварочные плавленые. Технические условия

17.    ГОСТ 9356-75 Рукава резиновые для газовой сварки и резки металлов. Технические условия. (И-1-7-78, И-2-6-83, И-3-2-86, И-4-11-88).

18.    ГОСТ 9454-88 Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.

19.    ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические требования.

20.    ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы.

21.    ГОСТ 9651-84 Металлы. Методы испытаний на растяжение при повышенных температурах.

22.    ГОСТ 10243-75    Сталь. Метод испытаний и оценки макроструктуры.

23.    ГОСТ 10708-82    Копры маятниковые. Технические условия.

24.    ГОСТ 11150-84    Металлы. Методы испытаний на растяжение при пониженных температурах.

25.    ГОСТ 11534-91    Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острым    и тупым углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

26.    ГОСТ 14019-80 Металлы. Методы испытаний на изгиб.

27.    ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.

28.    ГОСТ 14637-89 Прокат тонколистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия.

29.    ГОСТ 14771-89 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

30. ГОСТ 15150-89 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов, категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов и внешней среды.

31.    ГОСТ 16037-91 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

32.    ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статические параметры климатических факторов для технических целей.

33.    ГОСТ 18322-78 Система технологического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

34.    ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов.

35.    ГОСТ 18442-86 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы контроля.

36.    ГОСТ 21105-90 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

37.    ГОСТ 23 118-99 Конструкции металлические строительные. Общие технические условия.

38.    ГОСТ 23764-88 Гамма-дефектоскопы. Общие технические условия.

39.    ГОСТ 25113-90 Аппараты рентгеновские для промышленной дефектоскопии. Основные параметры.

40.    ГОСТ 25518-93 Диагностирование изделий. Общие требования. Неразрушающий контроль и диагностика.

41.    ГОСТ 50849-96 Пояса предохранительные. Общие технические условия. (И-1-У1-2000).

42.    ГОСТ 1510-84* Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.

43.    ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

44.    ГОСТ 4997-75 Ковры диэлектрические резиновые. Технические условия.

45.    ГОСТ 7502-89 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

46.    ГОСТ 13196-85 Пробоотборники стационарные для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Тип и основные параметры. Общие требования.

47.    ГОСТ 13385-78 Обувь специальная диэлектрическая из полимерных материалов. Технические условия.

48.    ГОСТ 17032-71 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры.

49.    ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.

50.    ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.

51.    ГОСТ 12.0.001-82 Взрывоопасность. Общие требования.

52.    ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

53.    ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

54.    ГОСТ 12.1.005-88* ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

55.    ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

56.    ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

57.    ГОСТ 12.1.018-92 ССБТ. Пожаровзрывоопасность статического электричества. Общие требования.

58.    ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание.

59.    ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

60.    ГОСТ 12.4.026-76* ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

61.    ГОСТ 12.4.034-85 ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка.

62.    ГОСТ 12.4.010-75 ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия.

63.    ГОСТ 12.4.128-83 ССБТ. Каски защитные. Общие технические требования и методы испытаний.

64.    ГОСТ 12.4.111-82 ССБТ. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия.

65.    ГОСТ 12.4.121-83 ССБТ. Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия.

66.    ГОСТ 17.2.3.02 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.

67.    ОСТ 26-01-84 Швы сварных соединений сварных сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Методика магнитопорошкового метода контроля.

68.    ОСТ 36-75-83 Контроль неразрушающий. Сварные соединения трубопроводов и конструкций. Ультразвуковой метод.

69.    СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов.

70.    СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

71.    СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

72.    СНиП II-106-79 Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов.

73.    СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Общие требования.

74.    СНиП 2.02.01-83 Основания зданий и сооружений.

75.    СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии.

76.    СНиП 2.04.14-88 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

77.    СНиП 2.09.03-85 Сооружение промышленных предприятий. М. 2000

78.    СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

79.    СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения. Основания и фундаменты.

80.    СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции. М. 2001

81.    СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства.

82.    СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ.

83.    СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение.

84.    РД 03-131-97 Сосуды. Аппараты и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля. Руководящий документ.

85.    РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

86.    РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

87. РД 26-11-01-85 Инструкция по контролю сварных соединений, недоступных для проведения радиографического и ультразвукового контроля. - М.: НИИХИММАШ.

88.    РД 26-11-8-86 Соединения сварные. Механические испытания.

89.    РД 26.260.004-91 Методика прогнозирования остаточного ресурса оборудования по изменению его технического состояния.

90.    РД 34.10.130-96 Инструкция по визуальному и измерительному контролю

91.    РД 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров

92.    РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 23.06.2000 №39.

93.    РД 04-355-00 Методические рекомендации по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах. Утв. приказом Госгортехнадзора от 26.04.00 № 49.

94.    РД 112-РСФСР 029-90 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров.

95.    РД 112-РСФСР 015-89 Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения. М.: СКБ ТНА 1989.

96. РД 153-39.4-041 99«Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», Москва, Изд. «Нефть и газ», 1999.

97.    РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

98.    ПБ 09-310-99 Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России 20 сентября 1999 г. № 67.

99.    ПБ 10-382-00 Правила устройства безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России 31 декабря 1999 г. № 98.

100. ПОТ Р М-012 2000 Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте. Утверждены постановлением Минтруда России от 4 октября 2000 г. № 68.

101.    Ш1Б 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. Введены в действие приказом МВД России от 14 декабря 1993 г. № 536.

102.    ПБ 03-381-00 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 27.09.00 № 55, М. 2001.

103.    Ш1Б 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

104.    ПОТ Р М 021-2002 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций, утв. Постановлением Минтруда от 06.05.2002 г. № 33.

105.    В1ШБ 01-01-94 Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения. М.: ЦНИИТЗнефтехим, 1995.

106.    Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Госэнергоиздат, 1994.

107.    ПБ 09-170-97 Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. М.: Металлургия, 1998.

108.    ПБ 09-560-03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов. Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 20.05.03 № 33.

109.    ПБ 03-108-96 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 6.07.1999 № 49

110.    Рекомендации по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары. - М.: Главнефтепродукт ГП Роснефть, 1993.

111.    ПУЭ Правила устройств электроустановок. Утверждены с изменениями и введены в действие 1 января 2003 г. (приказ Минэнерго России от 08.07.02 № 204).

112.    Правила эксплуатации электроустановок потребителей изд. 5. - СПб, издательство «Деан», 1999.

113.    Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. Утв. приказом Госкомэкологии России от 8.04.98 № 199.

114.    Дополнение к «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров». С-Пб, 1999.

115.    Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. М: ГКНП РСФСР, 1988.

116. Технологическая инструкция по защите от коррозии газовоздушных зон резервуаров с нефтепродуктами. - М.: Главнефтепродукт, ГП «Роснефть», 1993. РСФСР

117.    ТУ 112 РСФСР-040-86 Понтоны из пенополиуретанов.

118.    ТУ 112 РСФСР-031-90 Понтоны с трубчатыми поплавками ПТП 700

119.    РД 112 РСФСР-015-89 Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения.

120. Федеральный закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ (ред. от 10.01.2003).

121.    Федеральный закон Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» от 10.01.2002. №7-ФЗ.

122.    Федеральный закон Российской Федерации «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от - 17.07.99 г. № 181-ФЗ.

123.    Типовое положение о порядке обучения и проверке знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий, учреждений и организаций, утв. постановлением Минтруда Российской Федерации от 12.09.94 г. № 65.

124.    Федеральный Закон Российской Федерации «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» от 24.07.98 г. № 125-ФЗ (ред. 23.12.2003).

125.    «Трудовой кодекс Российской Федерации». Утв. 30.12.2001 г.№ 197-ФЗ.

126.    Временная инструкция по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (05.05.81 г.) и Дополнение к этой инструкции для резервуаров, оборудованных понтонами.

127.    ТОИ Р-112-11 -95 Типовая инструкция по охране труда при работе с этилированным бензином. Утв., Минтопэнерго РФ 04.07.1995.

128.    Постановление Правительства Российской Федерации «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах» от 10.03.99 № 263.

129.    ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами.

130.    Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЗС.

131.    «О проведении предварительных и периодических медицинских осмотров работников». Приказ Минздрава РФ от 10.12.1996 г. №405.

132.    Типовая инструкция по охране труда при работе с этилированным бензином.

133.    ПР 50.2.009-94 «ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерения».

134. Межотраслевые правила охраны труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок, утвержденные постановлением Минтруда России от 5 января 2001 г. № 3.

135.    Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Утверждены Госнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.

136.    МР 38.18.015-94 Методические рекомендации по акустико-эмиссионному контролю сосудов, работающих под давлением и трубопроводов нефтехимических производств.

137. Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов. Утв. Приказом ОАО «НК «Роснефть» 28 января 2004 г. № 9.

Приложение 2 ПАСПОРТ

стального вертикального цилиндрического резервуара

« _»    _ 200    _ г.

Объем резервуара    ,    u

^    ^ J ^    м3    Номер резервуара

Наименование объекта    _

Назначение резервуара    _

Основные размеры резервуара    _

внутренний диаметр стенки    _ мм, высота

стенки _ мм

Технический проект КМ    _

разработан

(номер проекта)

(организация-разработчик)

Рабочие деталировочные чертежи

(номера чертежей)

разработаны

(организация-разработчик)

Проект основания и фундаментов под резервуар

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Проект резервуарного оборудования

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Проект антикоррозионной защиты резервуара

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

(дата окончания отгрузки)

(наименование завода-изготовителя)

Конструкции резервуара смонтированы с    _ по _

(начало-окончание монтажа)

(наименование монтажной организации)

Для выполнения общестроительных и пуско-наладочных работ на резервуаре привлекались организации:

1. _ _

(наименование организации)    (выполненные работы)

2. _ _

(наименование организации)    (выполненные работы)

3.    ___

(наименование организации)    (выполненные работы)

На основании имеющейся технической документации и актов на выполненные работы резервуар введен

в эксплуатацию    «    _»    _ 200    _ г.

Приложения.

1.    Технический проект на конструкции резервуара (проект КМ)

2.    Рабочие (деталировочные) чертежи конструкций резервуара

3.    Сертификат качества на конструкции резервуара.

4.    Акт на приемку основания и фундаментов.

5.    Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара

6.    Акт гидравлического испытания резервуара.

7.    Акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум

8.    Акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара

9.    Акт выполнения теплоизоляции резервуара.

10.    Акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования.

Подпись    руководителя

организации Заказчика    ___

(подпись)    (ФИО)

Приложение 3

ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА

Дата осмотра

Объект осмотра

Результат осмотра (обнару женные дефекты)

Выполнение работы по устранению дефектов

Дата устранения дефектов

Фамилия, должность лиц выполнивших ремонт

Подпись ответствен ного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала

1.    Журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара является внутренним документом предприятия.

2.    Журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. Количество страниц в журнале заверяется подписью ответственного

лица.

3. В журнале отражаются результаты осмотра и устраняемые неисправности оборудования и арматуры резервуара.

Приложение 4 НАРЯД-ДОПУСК на выполнение работ повышенной опасности

Утверждаю:

(должность, ф.и.о.)

(подпись)

«


»


г


200


НАРЯД-ДОПУСК

на выполнение работ повышенной опасности

(должность руководителя работ, ответственного за проведение работ., Ф.И.О. дата)

1.    Выдан (кому)

2.    На выполнение работ


(характер и содержание работы, опасные вредные и производственные факторы)

3. Место проведения работ

(отделение, участок, установка, аппарат, выработка, помещение)

4. Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие)

(При большом числе членов бригады ее состав и требуемые сведения приводятся в прилагаемом списке с отметкой об этом в настоящем пункте.)

№ п/п

Фамилия, имя, отчество

Выполняемая функция

Квалификация (разряд, группа по электробезопасности)

С условиями работы ознакомлен, инструктаж получил

Подпись

Дата

1

Производитель работ (ответственный, старший исполнитель, бригадир)

2

3

5.    Планируемое время проведения работ:

начало    _ время _дата,

окончание    _ время _ дата.

6.    Меры по обеспечению безопасности    _

(организационные и технические меры безопасности, осуществляемые при подготовке объекта к проведению работ повышенной опасности, при их проведении, средства

коллективной и индивидуальной защиты, режим работы)

(наименование схем. эскизов, анализов, ПНР и т.п.)

8.    Особые условия    _

(в том числе присутствие лиц надзора при проведении работ)

9.    Наряд выдал    _

(должность, Ф.И.О., подпись выдавшего наряд, дата)

10.    СОГЛАСОВАНО:

со службами (техники безопасности, пожарной охраны, ГСС (ВГСМ), механической, энергетической и др. при необходимости) со взаимосвязанными цехами, участками, владельцем ЛЭП и др.

(название службы, Ф.И.О. ответственного лица, подпись, дата)

11.    Объект к проведению работ подготовлен:

Ответственный за подготовку объекта    _

(должность, Ф.И.О., подпись, дата, время)

Руководитель работ    _

(должность, Ф.И.О., подпись, дата, время)

12.    К выполнению работ допускаю    _

(должность, Ф.И.О., подпись, дата, время)

13.    Отметка о ежедневном допуске к работе, окончании этапа работы:

Дата

Меры безопасности по п. 6 выполнены

Начало работы

Окончание

Время (час. мин)

Подпись допускающего к работе

Подпись руководителя работ

Время (час. мин)

Подпись руководителя работ

14. Наряд-допуск продлен до    _

(дата, время, подпись выдавшего наряд,

Ф.И.О., должность)

15. Продление наряда-допуска согласовано (в соответствии с п. 10)

(назв. службы, цеха, участка, должность ответственного лица, Ф.И.О., подпись, дата, время)

16. К выполнению работ на период продления допускаю

(должность допустившего, Ф.И.О., поднись, дата, время)

17. Изменения состава бригады исполнителей:

Введем в состав бригады

Выведен из состава бригады

Руководи-тель работ (подпись)

Ф.И.О.

С условиями работы ознакомлен, проинструктирован (подпись)

Квалификация, разряд группа

Выполняемая

функция

Дата, время

Ф.И.О

Дата,

время

Выпол-няемая

функция

18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в порядок, инструмент и материалы убраны, люди выведены, наряд-допуск закрыт    _

(начальник смены (старший по смене) по месту проведения работ, Ф.И.О., подпись, дата, время)

Приложение 5

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны (по ГОСТ 12.1.005-88*)

Наименование вещества

Величина ПДК, мг/м3

Класс опасности

Бензин (растворитель топливный)

100

IV

Бензол+

5

II

Керосин (в пересчете на С)

300

IV

Лигроин (в пересчете на С)

300

IV

Масла минеральные нефтяные+

5

III

Нефрас С 150/200,(в пересчете на С)

100

IV

Нефть+

10

III

Сероводород+

10

II

Сероводород в смеси с углеводородами

С1-С5

3

III

Тетраэтилсвинец+

0,005

I

Толуол

50

III

Уайт-спирит (в пересчете на С)

300

IV

Хлор+

1

II

Примечания

1.    Знак «+» означает, что вещества опасны также при попадании на кожу.

2.    Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного вещества для I класса - не реже 1 раза в 10 дней:

для II класса - не реже 1 раза в месяц:

для III и IV классов - не реже 1 раза в квартал.

При установленном соответствии содержания вредных веществ III и IV классов опасности уровню ПДК, по согласованию с органами государственного санитарного надзора, допускается проводить контроль не реже 1 раза в год.

Приложение 6

РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИН ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРА

Толщина, мм

Номера поясов стенки

Днище

Кровля

1

2

3

4

5

6

7

8

окраек

центр

По проекту

Фактическая

Допускаемая

Приложение 7

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ

Г ерметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином или вакуум-методом.

При проверке герметичности стыкового сварного соединения или нахлесточного соединения, выполненного с одной стороны сплошным швом, а с

другой - прерывистым, контролируемая сторона соединения должна быть тщательно очищена от грязи, окалины и окрашена водной суспензией мела или каолина. После высыхания водной суспензии обратная сторона соединения (сварного шва) обильно смачивается керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин. На окрашенной водной суспензией мела или каолина поверхности сварного шва не должно появляться пятен в течение 12 часов, а при температуре ниже 5°С - в течение 24 часов.

Для проверки герметичности двухсторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится под давлением 1 - 2 кгс/см в зазор между листами через специально просверленное отверстие; после проведения испытания пространство между листами должно быть продуто сжатым воздухом, а отверстие заварено.

При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака, масла и пыли, смачивается индикаторным мыльным раствором, а при отрицательной температуре уре-раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разряжение в вакуум-камере должно составлять не менее 500 мм рт. ст. для сварных соединений стальных листов толщиной 4 мм и не менее 600 мм рт. ст. для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.

Приложение 8 МЕТОДИКА ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ

Диагностирование методом инфракрасной спектроскопии проводят в климатических условиях, обеспечивающих равномерное распределение температурного поля стенки резервуара, преимущественно в ночное время, в туман, в пасмурные дни. Исключается влияние на корпус резервуара прямых солнечных лучей, других внешних источников инфракрасного излучения.

С целью обеспечения постоянства коэффициента излучения, поверхность стенки должна быть полностью окрашена или очищена от краски. Удаляют с поверхности наслоения грязи, коррозии, снега, льда.

Температура окружающей среды должна соответствовать температурному диапазону тепловизионного приемника. Оптимальное значение температуры среды при диагностировании плюс 15°С (± 5°С).

В зависимости от глубины поиска дефекты, выявляемые тепловизионным способом, делятся на два типа:

первый тип - крупные концентраторы, выявляемые при обследовании резервуара в целом, с расстоянием между камерой и объектом до 50 м;

-    второй тип - мелкие концентраторы, выявляемые при обследовании локальных областей с расстояния до 10 м.

Тепловизионную камеру устанавливают на расстоянии, соответствующем заданной глубине поиска дефектов. Поле зрения, при необходимости, измеряют сменными линзами.

Регистрируют «нулевой кадр», т.е. температурное поле стенки резервуара перед началом диагностирования.

Резервуар нагружают тестовой нагрузкой. Изменение температурного поля стенки резервуара контролируется на экране видеоконтрольного устройства. Тепловизионную информацию, при необходимости, заносят на магнитную ленту для дальнейшей обработки на ЭВМ.

Применяют несколько способов регистрации и обработки тепловизионной информации:

-    консервация информации на магнитную ленту в эксплуатационных условиях и обработка тепловизионных изображений в стационарных условиях на ЭВМ;

-    регистрация и обработка информации при прямых измерениях, в процессе диагностирования (без консервации информации);

-    регистрация тепловизионных изображений на фотопленку. Способ регистрации и обработки выбирают в зависимости от системы тепловизора.

Обработка термограмм заключается в выявлении и измерении макро-и микроконцентраторов напряжений в стенке резервуара. Коэффициент

концентрации напряжений определяют отношением приращения максимального уровня температур в области дефекта к приращению температуры в бездефектном участке в относительных или абсолютных единицах измерения.

Для получения абсолютных значений температур в программу обработки тепловизионного изображения вводят коэффициент излучения поверхности объекта и температуру окружающей среды.

При обработке тепловизионных изображений для исключения собственных тепловых полей объекта: вычитают «нулевой кадр», полученный перед нагружением, из последующих, полученных после тестового нагружения, и анализируют только приращение температурного поля, вызванного нагрузочным тестом. Коэффициент концентрации напряжений в области дефекта определяют отношением приращения температуры в области концентратора и бездефектной области:

a=Dt8 / Dt0

где Atg - приращение температуры в области дефекта;

Atg - приращение температуры в бездефектной области.

Приложение 9

МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ПРОНИКАЮЩИХ ЛУЧЕЙ

1.    Для просвечивания сварных соединений на рентгеновскую пленку применяются гамма-дефектоскопы и рентгеновские аппараты, которые должны быть транспортабельны, безопасны и удобны в работе.

2.    Запас пленки в службе дефектоскопии и на складах не должен превышать годовую потребность.

3.    Для оценки качества сварного соединения в специальный карман кассеты или непосредственно на поверхность металла со стороны источника излучения помещается эталон чувствительности (дефектометр). Эталоны чувствительности могут быть пластинчатыми или проволочными, изготавливаются из металла, аналогичного контролируемому. Форма и размеры эталонов должны соответствовать ГОСТ 7512.

4.    При контроле сварных швов с помощью проникающих излучений кассета с пленкой устанавливается на шов с внутренней стороны стенки резервуара, а источник излучений - снаружи на некотором расстоянии, называемым фокусным.

5.    Фокусное расстояние выбирают в зависимости от длины снимка и должно быть не менее 1,38 его длины. При уменьшении фокусного расстояния качество снимка снижается, а с увеличением повышается чувствительность снимка, но возрастает (в квадрате) время экспозиции.

6.    Время экспозиции при просвечивании швов зависит от мощности источника излучения, качества пленки, рода и толщины просвечиваемого материала, фокусного расстояния.

При использовании импульсных рентгеновских аппаратов экспозиция выбирается по рекомендациям, данным в техническом описании и инструкции по эксплуатации аппарата, затем уточняется с помощью пробных снимков. В случае применения изотопов типа Иридий-192 для определения времени экспозиции используют номограммы и таблицы в зависимости от срока хранения источника.

7.    Во избежание получения размытых «смазанных» изображений шва на снимке установка источника излучения и крепление кассет должны обеспечивать их полную неподвижность.

8. Установку кассет при просвечивании швов 2-го и 3-его поясов производят с лестницы, а источник излучения ставят на штатив, специальную подставку или приспособление, обеспечивающее его устойчивость и выбранное фокусное расстояние.

9.    Швы стыковых соединений контролируют с направлением центрального луча в середину шва так, чтобы угол между направлением излучения и плоскостью шва был равен 90°. Швы, сваренные внахлестку, просвечиваются с направлением центрального луча перпендикулярно плоскости шва или под углом 45°.

10.    В резервуарах полистовой сборки рулонного изготовления, находящихся в эксплуатации, просвечиваются все пересечения вертикальных и горизонтальных швов 1-го и 2-го поясов и 50 % пересечений второго и третьего поясов стенки, а также все места, где проводился ремонт с применением сварки.

11. Если в процессе контроля будут обнаружены недопустимые дефекты, выходящие за пределы снимка, то просвечивание производится дальше до окончания дефекта шва.

12. Проявление пленок, экспонированных рентген- или гамма-лучами, производят стандартными проявителями, указанными заводом-изготовителем на упаковке пленки.

13.    После проявления снимки промываются в проточной воде или в ванне (промежуточная промывка). В жаркое время во избежание сползания эмульсии промежуточная промывка производится в слабом растворе кислоты или кислых солей (однопроцентный раствор уксусной кислоты или 25 %-ный раствор бисульфита натрия).

14.    Фиксирование проявленных снимков проводят в фиксаже рекомендованном заводом-изготовителем пленки при температуре окружающей среды.

15.    После фиксирования снимки тщательно промывают в проточной воде в течение 10-20 минут до полного удаления из эмульсионного слоя гипосульфита натрия и других солей. Допускается промывка в стоячей воде в течение 25-30 минут, меняя ее через каждые 5-6 минут.

16.    Сушат негативы в сушильных шкафах с регуляторами температуры с обеспечением необходимого обмена воздуха.

17.    Наиболее часто встречающимся дефектом снимков является чрезмерная вуаль, которая появляется из-за использования предварительно засвеченной или с просроченным сроком хранения пленки, обработка при сильном красном свете фонаря или в перегретом проявителе.

18.    Требования к качеству снимков определены в ГОСТ 7512.

19.    Ширина и длина дефекта шва, проявившегося на снимке определяется простыми измерениями, а примерный размер по сечению шва (глубина залегания) - по эталону чувствительности. Сравниваются степень почернения одной из канавок эталона и дефекта. Глубина этой канавки и будет размером дефекта по сечению шва.

20. В заключении по результатам просвечивания швов указывают условное обозначение шва (его номер), чувствительность снимка, длину контролируемого участка шва в миллиметрах, вид и характер дефектов, количество в штуках, глубину и протяженность в миллиметрах.

Для сокращения записи применяют следующие условные обозначения:

Е - трещина продольная;

Еа - трещина поперечная;

Д - непровар в корне шва;

Да - непровар по кромке шва (несплавление);

В - неметаллическое включение сферическое, компактное;

Ва - неметаллическое включение удлиненной формы;

А - газовая пора сферическая;

Аа - газовая пора удлиненной формы;

с - цепочка дефектов; d - скопление дефектов.

Пример записи в заключении. На снимке участка шва сварного соединения длиной 300 мм выявлены:

-    трещина продольная длиной 5 мм;

-    непровар в корне шва глубиной 0,2 мм по сечению шва на участке в 25 мм;

-    скопление шлаковых включений на участке шва длиной 30 мм, глубиной 0,12 мм по сечению шва;

-    цепочка газовых пор глубиной 0,15 мм по сечению шва, на участке в 40 мм.

Е - 5; Да - 0,2-25; В„ - 0,12-30, сА„ - 0,1 5-40.

а    а    а

21.    Расшифрованные снимки собирают в связки, на бирке которой указывают номер резервуара, его местонахождение, дату контроля.

Снимки, как первичные документы, хранят в архиве службы дефектоскопии в течение 2-х лет, после чего сдают по акту в соответствующие организации в переработку для снятия серебра.

Приложение 10

МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

1. Настоящая методика распространяется на контроль сварных соединений из углеродистых и низколегированных сталей, выполненных ручной электродуговой автоматической и полуавтоматической сваркой. Методика разработана с учетом рекомендаций и требований ГОСТ 14782.

2.    Для дефектоскопии резервуаров применяют ультразвуковые дефектоскопы типа УДМ-3М, ДУК-6в, УД2-12 и др. В комплект приборов входит набор искателей для контроля и измерения толщины листов, а также эталоны для настройки приборов, инструкция по настройке и эксплуатации. Приборы должны ежегодно проходить поверку в центрах стандартизации и метрологии Г осстандарта России.

3.    К выполнению работ по дефектоскопии допускаются операторы, прошедшие обучение, имеющие удостоверение на право контроля и прошедшие стажировку с опытным оператором. Срок действия квалификационного удостоверения специалистов 1 и 2 уровней - 3 года, 3-го уровня - 5 лет. Квалификационное удостоверение теряет силу в случае перерыва в работе по неразрушающему контролю более 1 года. По истечении этого срока оператор допускается к производству работ по дефектоскопии только после сдачи экзаменов.

r40

4.    Перед началом контроля поверхность металла очищают на расстоянии 50 - 70 мм с каждой стороны шва до чистоты 2 .

5.    С целью обеспечения акустического контакта между шумоискателем и изделием, зачищенную поверхность протирают и смазывают автолом, солидолом, глицерином и т.п.

6.    Проверяют правильность работы дефектоскопа по эталонам согласно прилагаемой к прибору инструкции. Проверяется точность работы глубиномера, стрелка искателя, разрешающая способность, «мертвая зона», правильность показаний на эталонах сварных швов с заданными дефектами.

7.    Контроль стыковых швов толщиной 4 - 20 мм ведут последовательно по обе стороны от усиления шва призматическими искателями. Искатель перемещают зигзагообразно вдоль шва, систематически поворачивая его вокруг оси на 5 - 10° для выявления различно расположенных дефектов.

8.    Если на экране прибора в пределах рабочего участка развертки появится устойчивый сигнал, то устанавливают причину его появления, для чего, слегка перемещая искатель по поверхности металла, находят такое положение, когда амплитуда сигнала максимальна, определяют координаты отражателя, уточняя не является ли наблюдаемый сигнал результатом отражения ультразвуковых колебаний от границы усиления шва. Если отраженный сигнал устойчив и его координаты находятся в районе шва, он фиксируется как дефект. Порядок измерения координат дефекта, его протяженности указан в прилагаемой к прибору инструкции.

9.    Контроль угловых сварных соединений производят с одной стороны за один проход при толщине свариваемых листов 4 - 12 мм, за два прохода при толщинах более 12 мм наклонными искателями с углом ввода луча 53° и 55°.

10.    Тавровые швы, соединяющие стенку с днищем, с допустимым технологическим непроваром контролируют прямым искателем. Величина непровара определяется методом сравнения величины эхо-сигнала от непровара с сигналом от канавки на образце.

Контроль швов, сваренных внахлестку, целесообразно проводить отраженным лучом, используя искатель с углом ввода 50 - 55°, затем 30 - 40°.

11.    Результаты ультразвукового контроля заносятся в журнал или протокол, а при необходимости, и в карту контроля. В журнале указывают:

-    тип сварного соединения и индекс (номер), присвоенный данному изделию и сварному шву, длина контролируемого участка;

-    технические условия (инструкция), по которым проводилась дефектоскопия;

-    тип дефектоскопа;

-    результаты контроля;

-    участки шва, непроконтролированные совсем или частично, подлежащие контролю;

-    дату контроля;

-    фамилию дефектоскописта.

Карта контроля включает:

-    схему контролируемых швов с указанием их размеров и номеров, присвоенных им оператором;

- основные характеристики выявленных дефектов (условная высота и протяженность, минимальное расстояние между дефектами, их количество в шве, места их расположения в шве).

12.    Запись дефектов ведут в сокращенном виде и обозначают знаками:

-    буквой, определяющей оценку допустимости дефекта по эквивалентной площади и условной протяженности,

-    цифрой, определяющей условную ширину дефекта, мм;

-    цифрой, определяющей протяженность дефекта, мм;

-    цифрой, определяющей наибольшую глубину залегания дефекта, мм;

-    цифрой, определяющей условную высоту дефекта, мм;

-    цифрой, определяющей эквивалентную площадь дефекта, мм.

Для сокращения записи протяженности дефектов по длине шва применяются следующие обозначения.

А - дефект, эквивалентная площадь и условная протяженность которого равна или менее допустимых значений;

В - дефект, условная протяженность которого превышает допустимое значение;

Д - дефект, эквивалентная площадь которого превышает допустимое значение.

13. По результатам ультразвукового контроля швы сварных соединений резервуаров должны удовлетворять требованиям, указанным в таблице.

Допустимые дефекты сварных швов резервуаров, выявленные с применением ультразвуковых дефектоскопов

Тип сварного шва

Длина оценочного участка

Толщина конструкций в сварном соединении, мм

Фиксируемая эквивалентная площадь одиночного дефекта,

2

мм2

Допустимое число одиночных дефектов на оценочном участке, шт.

наименьшая поисковая

допустимая оценочная

Стыковые, угловые

20

6 - 10

5

7

1

Тавровые, внахлестку

25

0

-

2

О

5

7

2

Приложение 11

ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ МЕТОДОМ АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ

Целью АЭ-контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками АЭ, связанными с несплошностями на поверхности или внутри стенки объекта контроля, сварных соединений деталей и компонентов. Регистрация АЭ позволяет определить образование свищей, сквозных трещин, протечек в уплотнениях, заглушках и фланцевых соединениях.

Метод АЭ основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) в контролируемых объектах. Это позволяет формировать адекватную систему классификации дефектов и критерии оценки состояния объекта, основанные на реальном влиянии дефекта на объект. Другим источником АЭ является истечение рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте.

Основные характерные особенности метода АЭ:

-    обеспечение обнаружения и регистрации только развивающихся дефектов, что позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности;

-    высокая чувствительность;

-    обеспечение контроля всего объекта с использованием одного или нескольких преобразователей АЭ, неподвижно закрепленных на поверхности объекта;

-    положение и ориентация дефекта при проведении АЭ не влияет на выявляемость дефектов;

-    исследование с помощью метода АЭ производится без вывода оборудования из эксплуатации.

АЭ-контроль технического состояния исследуемых объектов проводится при создании в конструкции напряженного состояния, инициирующего в материале объекта работу источников АЭ. Для этого объект подвергается нагружению силой, давлением, температурным полем и т.д. Выбор вида нагрузки определяется конструкцией объекта и условиями его работы.

В соответствии с РД-03-131-97 «Сосуды. Аппараты и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля. Руководящий документ», утвержденным Госгортехнадзором России, метод АЭ рекомендован для контроля таких объектов химических и нефтехимических производств, как емкостное, колонное, реакторное, теплообменное оборудование, изотермические хранилища, хранилища сжиженных углеводородных газов под давлением, резервуары нефтепродуктов и агрессивных жидкостей, оборудование аммиачных холодильных установок, сосуды, котлы, аппараты, технологические трубопроводы и т. д.

АЭ аппаратура

Для проведения АЭ контроля используется комплекс дефектоскопический акустикоэмиссионный (АЭ) ALINE-32D. Блок формирования АЭ параметров

комплекса ALINE-32D регистрирует:

-    время регистрации АЭ события;

-    время регистрации максимальной амплитуды АЭ события;

-    время окончания АЭ события;

-    энергию АЭ события;

-    число превышений порога;

-    статусные флаги.

Одним из основных элементов технических средств АЭ контроля являются Преобразователи АЭ (ПАЭ).

Тип используемых преобразователей: пьезоэлектрический преобразователь акустической эмиссии, полосовой, продольного смещения, со встроенным предусилителем, керамическим протектором и магнитным креплением ПАЭ GT 200.

Подготовительные работы к обследованию резервуара В соответствии с Программой Заказчик осуществляет:

-    утверждение Программы работ по АЭ контролю, подготовленной Исполнителем. В указанной Программе отражаются организационно-технические мероприятия, обеспечивающие выполнение АЭ контроля, предоставление помещения для размещения диагностического оборудования;

-    обеспечение доступа к местам установки датчиков ПАЭ на объекте контроля в соответствии со Схемой установки датчиков, разработанной Исполнителем (обеспечение подъемными механизмами, установка лесов, выделение персонала для вспомогательных работ, включая зачистку поверхности сосудов в местах установки датчиков АЭ до Rz 40);

-    прекращение ремонтных и прочих работ, мешающих проведению АЭ контроля;

-    обеспечение изменения нагрузки на объект согласно графику нагружения, разработанного Исполнителем;

-    обеспечение двусторонней связи между персоналом, выполняющим контроль и эксплуатационным персоналом, осуществляющим изменение нагрузки;

-    обеспечение мероприятий по безопасному ведению диагностических работ в соответствии с действующими инструкциями и правилами предприятия. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией

При ознакомлении с технической документацией устанавливается ее комплектность. Сведения о диагностируемом резервуаре вносятся в опросный лист, подписываемый Заказчиком и Исполнителем.

На основе данных Опросного листа производится:

-    анализ конструктивных особенностей резервуара, технологии его изготовления и монтажа, ремонта или реконструкции, а также условий эксплуатации;

-    определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.

АЭ диагностика

АЭ диагностика резервуара включает в себя:

-    контроль днища резервуара, в том числе уторного шва;

-    контроль монтажного шва.

Контроль проводится в соответствии с РД-03-131-97 «Сосуды, аппараты, котлы и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля. Руководящий документ» и МР 38.18.015-94 «Методические рекомендации по акустико-эмиссионному контролю сосудов, работающих под давлением, и трубопроводов нефтехимических производств».

1. Подготовка к нагружению резервуара.

1.1.    Установка преобразователей АЭ.

Размещение ПАЭ производится по схеме установки датчиков, разработанной Исполнителем, которая обеспечивает контроль сварных соединений и основного металла днища и монтажного шва резервуара.

1.2.    Проверка работоспособности АЭ аппаратуры с использованием имитаторов АЭ и калибровка каналов:

-    определение акустических свойств материала контролируемого объекта: скорость распространения звука и коэффициент затухания акустических волн, импедансы материала;

-    калибровка каналов: выбор коэффициента усиления каналов и порога амплитудной дискриминации;

-    проверка необходимых характеристик АЭ сигналов: число выбросов, энергия, амплитуда, и пр.;

-    оценка погрешности определения координат источников АЭ.

2.    Нагружение резервуара.

АЭ контроль выполняется в процессе нагружения объекта путем изменения взлива до заранее выбранных величин Рисп и в процессе выдержки взлива на определенных уровнях в соответствии с графиком нагружения, разработанного Исполнителем. Максимальная величина нагрузки принимается

Р    = 1,05 Р Л,

исп ’ раб

где Рраб - эксплуатационная нагрузка резервуара.

Время выдержки при Рисп принимается не менее 2 часов.

В зависимости от объема и скорости взлива АЭ контроль проводится за один или два нагружения резервуара.

3.    АЭ контроль. Оперативное накопление данных.

В процессе контроля производится оперативное накопление данных. Одновременно на мониторе АЭ системы отслеживается развитие ситуации на контролируемом объекте в процессе фаз нагружения объекта для своевременной регистрации катастрофически активных источников АЭ и течей.

4.    Обработка и анализ данных АЭ контроля.

Накопленные данные обрабатываются и анализируются в соответствии с выбранной системой классификации источников АЭ и критериев оценки состояния объекта:

-    амплитудный критерий;

-    интегральный критерий;

-    локально-динамический критерий;

-    критерий непрерывной АЭ.

Документальное оформление результатов обследования резервуара

В соответствии с требованиями по документальному оформлению результатов работ приведенными в РД-03-131-97 и РД-08-95-95 составляются Протоколы по применению необходимого вида контроля.

На основе анализа результатов обследования дается Заключение о техническом состоянии резервуара, возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации, а также с рекомендациями проведения ремонта или исключению резервуара из эксплуатации.

Все данные, полученные в процессе подготовки и проведения диагностических работ, вносятся в Отчет по результатам обследования резервуара.

Перечисленные выше документы подписываются ответственными исполнителями диагностических работ и утверждаются руководителем организации, проводившей контроль.

Приложение 12

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ НЕРАВНОМЕРНОЙ ОСАДКИ ДНИЩА И УКЛОНА ОТМОСТКИ

1.    Величину неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяют нивелированием в тех же местах (через 6 м), в которых проводились измерения отклонений стенки от вертикали.

2.    Нивелирование проводят два оператора, один из которых работает с нивелиром и заносит данные отсчетов в журнал, другой устанавливает рейку на окраек днища.

Место установки нивелира выбирают таким образом, чтобы в поле зрения было как можно больше точек, подлежащих проверке.

3.    При работе с нивелиром производят отсчеты всех точек, просматриваемых с одной установки.

4.    После снятая отсчета последней точки нивелир устанавливают в рабочее положение на новом месте, причем первый отсчет с новой стоянки производят в точке, в которой производился последний отсчет в предыдущей установке. Первый отсчет заносят в журнал в скобках против предыдущего

последнего отсчета.

Таким образом, последний отсчет предыдущей установки нивелира является первым отсчетом последующей установки в новом месте. Данная операция будет в дальнейшем именоваться «переход».

После получения всех отсчетов по всей окружности резервуара приступают к расчету отклонений от горизонтали окрайка днища.

5. Расчет производят по следующей схеме:

определяют величину превышения нивелира при «переходах»

а - b = с,

где: а - первый результат отсчета после перестановки нивелира, b - последний результат отсчета первой установки, с - величина превышения нивелира в результате его перестановки. Переводят все отсчеты к одной установке:

А j - с = В j,

где: а j - величина последующих отсчетов второй установки,

B - величина, приведенная к одной установке.

Переводят все отсчеты к «нулевой» отметке:

Bj - b = h,

где: b - величина превышения нивелира над «нулевой» отметкой, h - величина, приведенная к «нулевой» отметке.

Определяют отклонения от горизонтали окрайка днища путем вычитания из «h» величины, принятой за «нулевую» отметку:

8 = h -10000,

где: ё - отклонение от горизонтали любой точки окрайка днища.

6. Уклон отмостки определяют при помощи нивелира. При этом отсчет снимают с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающей к резервуару, и на краю отмостки, прилегающей к кольцевому лотку. По разности отсчетов судят о наличии уклона

i = (А-h2)/L,

где: hj - отсчет у края отмостки, прилегающей к кольцевому лотку,

h.2 - отсчету края отмостки, прилегающей к резервуару.

L - ширина отмостки.

Уклон должен быть: i = 1:10

Приложение 13

МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВ

1.    Определение герметичности днища резервуара по аномалиям электрической проводимости в грунте подушки резервуара выполняется специализированными организациями с лицензиями на этот вид деятельности.

2.    Для измерения сопротивления или электрической емкости грунта в песчаную подушку вокруг резервуара на равных расстояниях вводят металлические электропроводные зонды. Количество зондов увеличивается с увеличением диаметра резервуара. Оптимальным считается для резервуаров с

диаметром днища до 8,5 м - 8 зондов, до 10,5 м - 12, до 15 м - 18 и свыше 16 метров - 24 зонда. Зонды вводятся в грунт на глубину до 900 мм на некотором расстоянии (40 - 50 см) от окрайка днища так, чтобы они не касались металла резервуара, его заземляющего контура, трубопроводной и запорной арматуры. Зонды нумеруют против хода часовой стрелки, начиная от монтажного шва или от коренных задвижек, люк-лаза.

3.    Проводят измерения проводимости последовательным подключением зондов, результаты после обработки на ЭВМ позволяют обнаружить место утечки нефтепродукта через днище резервуара, а также нарушение гидрофобного слоя или наличие хлопуна под днищем.

4.    Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное представление о состоянии днища резервуара без его опорожнения и зачистки за исключением качества сварных соединений и коррозионных повреждений днища со стороны продукта.

Приложение 14

Обязательное

Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

наименование предприятия

УТВЕРЖДАЮ

Директор

Подпись 20    г.

«


»


АКТ

20    г.

«


»


о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ

Основание:

приказ, распоряжение

фамилия, имя, отчество

должность, фамилия, имя, отчество

должность, фамилия, имя, отчество


составлен комиссией:

Председатель: главный инженер нефтебазы члены комиссии:

представитель товарно-транспортного цеха представитель пожарной охраны представитель ремонтного цеха


должность, фамилия, имя, отчество

В период с проверку готовности

по


комиссия провела


к производству нижеследующего ремонта с ведением огневых работ:

В процессе подготовки

наименование, номер резервуара

к производству ремонта с ведением огневых работ выполнено:

1. Резервуар зачищен    _

указать качество зачистки; соответствие зачистки ведению огневых работ

2.    Отсоединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прокладки: поставлены металлические заглушки и составлена схема их установки, которая приложена к разрешению.

3.    Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения

огневых работ внутри резервуара    _

наименование, № резервуара

после отсоединения всех трубопроводов (справка лаборатории №    _ от _ ).

4.    Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах, водоспускные краны, колодцы, канализация и узлы задвижек (во избежание загорания паров нефтепродуктов) прикрыты

указывается вид покрытия

5. Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения (песок, лопаты, кошма, огнетушители).

Председатель комиссии    _

подпись

Члены комиссии:

представитель пожарной охраны    _

подпись

представитель товарно-транспортного цеха    _

подпись

представитель ремонтного цеха    _

подпись

Приложение 15

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР

В зимнее время сварочно-монтажные работы при ремонте резервуаров должны выполняться по специально разработанной технологии сварки, исключающей возникновение значительных внутренних напряжений, дефектов в сварных соединениях и обеспечивающей лучшие стабильные свойства соединения.

Настоящие рекомендации составлены на основании действующих нормативных документов ГОСТ 23118, СНиП II-23-81.

Настоящие рекомендации распространяются на ремонт резервуаров из углеродистой «низколегированной стали при отрицательных температурах.

1. Заготовка и обработка деталей

1.1.    Изготовление накладок, вставок и деталей для ремонта резервуаров проводят в цехах или мастерских при положительной температуре воздуха.

1.2.    При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и завалы должны быть не более 0,5 мм.

1.3.    Исправлять кромки следует абразивным инструментом. При этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки.

1.4.    При температуре воздуха минус 40°С и ниже кислородную резку деталей из низколегированной стали, кромки которых подлежат в дальнейшем

механической обработке, рекомендуется выполнять с подогревом.

1.5. Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой.

2.    Сборка элементов под сварку

2.1.    Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и листов во избежание нарушения их геометрической формы.

2.2.    Запрещается сбрасывать заготовленные детали конструкций при погрузке и выгрузке.

2.3. Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм, расстояние между прихватками - не более 500 мм, высоту усиления прихватки - не более 3 мм.

2.4.    Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным инструментом.

2.5.    При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок с криволинейным скосом.

2.6 В сварных стыковых соединениях листов разной толщины в целях обеспечения плавности изменения сечения необходимо предусматривать скосы у более толстого листа с одной или двух сторон с уклоном не более 1:5.

2.7.    При установке технологического оборудования резервуара необходимо руководствоваться требованиями Инструкции.

2.8.    Стыковые соединения резервуаров под сварку при толщине листов 5 мм и более следует собирать на стяжных приспособлениях с обеспечением требуемых зазоров или посредством прихваток.

2.9.    Лист днища резервуара рекомендуется собирать непосредственно на песчаном основании внахлестку по коротким и длинным кромкам. Подбивка листов в местах тройного нахлеста допускается только в горячем состоянии - нагрев до температуры 900 - 1100°С (от вишневого до оранжевого цвета каления) - и должна прекращаться при температуре не ниже 700°С (красный цвет каления). Площадь разогрева должна превышать площадь места подбивки не менее чем на 20 %. Скорость охлаждения должна исключать закалку, коробление, появление трещин и надрывов.

2.10.    Листы настила кровли резервуара следует собирать внахлест по коротким и длинным кромкам.

2.11.    После окончания сборки необходимо проверить качество работы (зазоры между кромками, величину нахлеста в соединяемых элементах и отсутствие трещин в прихватках). При обнаружении трещин в прихватках последние удаляют (выплавляют) и заменяют новыми.

3.    Сварка

3.1.    Сварочное оборудование должно быть подготовлено для эксплуатации в условиях отрицательных температур.

3.2.    Вблизи ремонтируемого резервуара следует установить передвижной домик для обогрева работников и приема пищи.

3.3.    Работа сварщика на морозе должна чередоваться с отдыхом в теплом помещении.

3.4.    При ремонтных работах вручную и механизированной сварке стальных конструкций предварительно следует подогреть сталь в зоне сварки до 180 -200°С на ширину 100 мм с каждой стороны соединения и на длину 300 мм в обе стороны от места замыкания шва. Подогревать кромки металла под сварку следует газовыми горелками или индукционными подогревателями.

3.5.    Сварку ответственных швов резервуара (стыковые и нахлесточные соединения стенки, стыковые соединения резервуара с днищем, нахлесточные соединения днища, швы приварки резервуарного оборудования к стенке, соединения элементов покрытия и понтонов) рекомендуется выполнять на постоянном токе обратной полярности. Применение переменного тока допускается при сварке неответственных швов резервуара (настил кровли, ограждения), когда колебания сетевого напряжения не превышают ± 6 %. Режим сварки следует подбирать так. чтобы коэффициент формы провара был:

-    для углового шва L/h ^ 1,3;

-    для стыкового однопроходного шва L/h ^ 1,5.

3.6.    При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна быть защищена от ветра и осадков.

3.7.    Кромки собранных элементов и прилегающие к ним зоны металла шириной не менее 20 мм, а также кромки листов примыкания выводных планок непосредственно перед сваркой должны быть зачищены до чистого металла.

3.8.    К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно перед сваркой в количестве, необходимом на период непрерывной работы сварщика. Электродную проволоку рекомендуется подавать на рабочее место непосредственно перед установкой аппарата. У рабочего места электроды и флюсы необходимо хранить в условиях, исключающих увлажнение (в плотно закрывающейся таре или обогреваемых устройствах).

3.9.    Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться сварщиками, имеющими удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ, к которым они допущены.

К сварке неответственных сварных соединений резервуаров допускаются электросварщики, прошедшие испытания по действующим ведомственным правилам и имеющие удостоверения на право проведения сварочных работ.

3.10.    Сварщики, впервые приступающие к работе при отрицательной температуре воздуха, должны пройти пробные испытания по технологии сварки при заданной отрицательной температуре. Сварщики, сдавшие такие испытания, могут быть допущены к выполнению сварки при температуре на 10°С ниже заданной для сдачи пробы испытаний.

3.11.    При температуре окружающего воздуха ниже минус 5°С сварные соединения, выполняемые всеми видами и способами сварки, заваривают от начала до конца без перерыва, за исключением времени, необходимого на смену электрода или электродной проволоки и зачистку шва в месте возобновления сварки. Прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять незавершенными отдельные участки сварного соединения не допускается.

В случае вынужденного прекращения сварки (из-за отсутствия тока, выхода из строя аппаратуры и других причин) процесс следует возобновить при условии подогрева металла в соответствии с технологией, разработанной для данной конструкции.

3.12.    Во избежание создания значительных напряжений и деформаций, а также образования трещин сварщики перед началом работы в зимних условиях должны быть детально ознакомлены с технологическим процессом (последовательностью и режимом) сварки данного элемента и с указаниями настоящих Рекомендаций.

3.13.    В целях уменьшения возможности образования трещин в сварных соединениях необходимо:

-    сварные стыковые соединения стенки делать прямыми встык с двусторонней сваркой и полным проваром. Допускается односторонняя сварка с подваркой корня шва;

-    стыковые соединения окрайка днища выполнять на остающейся технологической подкладке. Стальная подкладка должна быть только прихвачена к днищу. Приварка технологической подкладки по контуру недопустима;

- после обрезки части технологической подкладки, выступающей за окраек днища, торец шва зачистить абразивным инструментом. Допуски на обработку кромок такие же, как и при резке металла;

-    прихватки располагать у пересечения швов (в стыковых соединениях рекомендуется располагать прихватки с обратной стороны от первого шва или слоя);

-    при выполнении прихваток и сварки запрещается зажигать дугу на основном металле и выводить на него кратер шва;

-    тщательно осматривать прихватки перед началом сварки с обязательной переплавкой их во время сварки первого слоя.

3.14.    В целям уменьшения деформаций в процессе сварки, понижения скорости охлаждения и получения плотных высококачественных соединений необходимо:

-    напряжение на дуге и силу тока принимать повышенными из условия увеличения погонной энергии приблизительно на 4 - 5 % на каждые 10°С (погонная энергия, принятая при положительной температуре 10 - 20°С, принимается за 100 %);

- накладывать швы в последовательности, обеспечивающей максимальную свободу деформаций в процессе сварки, в частности, применяя обратноступенчатый метод сварки (длина ступени не более 400 мм);

-    при сварке встык листов толщиной 6 мм и более применять многослойную сварку, накладывая каждый последующий слой по неостывшему предыдущему. Указанное условие достигается, если длина одновременно свариваемого участка (при толщине металла около 10 мм) при ручной сварке не превышает 1 м, при механизированной сварке под флюсом - приблизительно 7 - 8 м. Число слоев сварки должно составлять: при толщине металла от 6 до 12 мм - 3, от 12 до 16 мм - 5.

3.15.    При сварке стенки резервуара в первую очередь заваривают вертикальные, а затем горизонтальные швы:

-    вертикальные стыковые швы сваривают двусторонней сваркой два сварщика обратноступенчатым методом с обязательным проплавлением вершины угла. Разрыв между дугами сварщиков, работающих с наружной и внутренней сторон резервуара, должен быть не более 500 мм;

-    горизонтальные угловые швы сваривают ручной дуговой сваркой по участкам одновременно несколько сварщиков при длине участка не более 8 м. На

каждом участке работает один сварщик. Сварку швов на протяжении каждого участка ведут обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 400 мм. При механизированной сварке горизонтальные швы сваривают по кольцу непрерывным швом.

3.16.    Сварку углового соединения стенки с днищем следует выполнять в два слоя и более при укладке последующего слоя по неостывшему предыдущему.

Ручную сварку выполняют одновременно на нескольких (не менее чем на двух) участках длиной до 8 м. Сварку каждого участка выполняют одновременно два сварщика с внутренней и внешней сторон резервуара. При этом сварщик, выполняющий внутренний шов, должен несколько опережать (около 500 мм) сварщика, выполняющего наружный шов. Сварку следует производить обратноступенчатым методом, причем длина единовременно свариваемого шва каждого слоя не должна превышать 1 м с тем, чтобы следующий слой укладывался на теплый металл.

Механизированную сварку автоматами следует выполнять последовательно участками длиной 8 м, при этом последующий слой укладывают сразу же после первого (по теплому металлу).

Допускается раздельная сварка внутреннего и наружного швов, при этом первым следует сваривать внутренний шов.

3.17.    При ручной и механизированной сварках (полуавтоматом) стыковых и угловых соединений с полным проплавлением необходимо перед наложением шва с обратной стороны удалить нагар и зачистить корень шва. Расчистку корня шва следует выполнять путем выплавки или шлифовки.

3.18.    Высота угловых швов должна быть не менее 4 мм (за исключением шва в деталях толщиной менее 4 мм) и не более 1,2 S, где S - наименьшая толщина соединяемых элементов. Высота угловых однопроходных швов в зависимости от толщины свариваемых элементов должна быть не менее приведенных величин:

Минимальный размер шва:

3.19.    Угловые швы следует выполнять, как правило, с вогнутой поверхности и плавным переходом к основному металлу. Это требование соблюдается подбором соответствующего режима сварки.

3.20.    При сварке соединений с подваренным слоем сварку последнего рекомендуется вести после сварки основного шва.

Площадь подварочного шва должна быть не менее указанной выше.

3.21.    При сварке днища механизированной или ручной дуговой сваркой в первую очередь заваривают листы по коротким кромкам, а затем - по длинным. Швы днища по длинным кромкам листа при механизированной сварке заваривают от центра к краям. При ручной дуговой сварке процесс ведется также от центра к краям обратноступенчатым методом.

Соединения окрайка днища между собой должны сваривать на технологической подкладке в два или несколько слоев с обеспечением полного провара, при этом последующий слой следует укладывать на еще теплый предыдущий слой.

До сварки стенки с днищем окраек соединяют с днищем на прихватках. После сварки стенки с днищем заваривают швы, соединяющие окраек с днищем.

3.22.    При ремонте части стенки и днища резервуара сначала сваривают вертикальные стыковые соединения первого пояса на длину 300 мм со стороны, примыкающей к днищу, затем заваривают шов приварки стенки к днищу и швы, соединяющие окраек с днищем. После этого сваривают вертикальные стыковые соединения на всю высоту первого пояса стенки.

3.23.    Листы настила покрытия можно сваривать ручной дуговой или механизированной сваркой. Сварку листов следует вести сначала по коротким кромкам от середины к краям, а затем заваривать продольные швы по длинным кромкам от центра к краям. Швы накладывают в один слой.

3.24.    При выполнении сварки ответственных узлов резервуара особенно тщательно выполняют пересечения стыковых соединений, а также стыковых и тавровых соединений, так как при наличии непровара или других дефектов в пересечении указанных швов часто наблюдается образование трещин.

3.25.    Свариваемая поверхность (зона сварки) конструкций должна быть ограждена от снега и сильного ветра.

3.26.    Применение прерывистых швов при ручной сварке запрещается.

3.27.    Вырубку дефектных мест сварных соединений и металла следует выполнять после подогрева швов и металла до 100 - 120°С.

3.28. Конструкция и сварные швы по окончании сварки должны быть зачищены. Приваренные сборочные приспособления    удаляются    без повреждения

основного металла, а места их приварки должны зачищаться до основного металла с удалением всех дефектов.

4. Контроль качества сварных соединений

4.1.    При контроле сварных соединений, выполненных при отрицательной температуре, особое внимание следует уделять операционному контролю:

-    при сборке следить за обеспечением равномерного и минимального допустимого зазора между свариваемыми деталями, проверять, нет ли грязи, влаги и коррозии в разделке, нет ли групповых пор и трещин в прихватках;

-    при сварке следить за соблюдением последовательности режимов сварки и главное - за обеспечением полного провара корня шва;

- при приемке конструкций проверять, нет ли трещин в сварных соединениях, основном металле, особенно в зонах скопления большого числа швов.

4.2.    Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуаров следует проводить через 3 - 4 дня после окончания сварки. Кроме того проводят

2 - 3 дополнительных контрольных осмотра конструкций и сварных соединений после резкого похолодания, наступившего после окончания сварочных работ (например, при снижении температуры в течение суток на 15°С и более).

4.3.    Контроль качества сварных соединений проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 23118 и настоящего    Руководства.    Не    допускается

контроль качества сварных соединений методом засверливания.

4.4.    Подрезы основного металла при сварке допускаются:

-    вдоль усилия и глубиной не более 1 мм при толщине стали свыше 10 мм;

-    местные подрезы поперек усилия (до 25 % длины шва) глубиной 0,5 мм при толщине стали до 20 мм и 1 мм при толщине стали более 20 мм.

4.5.    Несплавления по кромкам, а также непровары стыковых и угловых соединений с полным проплавлением не допускаются.

4.6.    Окончательной браковке подлежат элементы, имеющие трещины в металле сварочного соединения, переходящие на основной металл.

4.7.    Исправлять дефектные участки разрешается не более двух раз.

Приложение 16

ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ

1.    Эпоксидные смолы и их отвердители, а также их составы токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях -образование нарывов на коже.

2.    К работе с эпоксидными составами допускаются лица, прошедшие предварительный медицинский осмотр и соответствующий инструктаж. При этом периодичность инструктажа должна быть не реже одного раза в год. Рабочие с повышенной чувствительностью к эпоксидным смолам и их отвердителям к работе с ними не допускаются.

3.    Все компоненты клеев необходимо хранить в темном помещении в соответствии с требованиями к условиям хранения каждого компонента. Условия хранения должны исключать возможность загрязнения воздушной среды. К месту работ клеевые композиции необходимо доставлять в плотно закрытой таре.

4.    В местах производства работ компаунды, растворители и материалы, необходимые для осуществления технологии склеивания, следует хранить в количестве, не превышающем сменную потребность. Их хранят в металлических шкафах в чистой закрытой посуде с этикетками, указывающими наименование, марку и срок годности материалов. На этикетке для растворителей должна быть надпись «Огнеопасно».

5.    При продолжительной работе с эпоксидными смолами и отвердителями рабочие должны быть обеспечены следующей спецодеждой: комбинезоном или халатом из плотной ткани, резиновыми тонкими перчатками, прорезиненным фартуком и респиратором типа «Лепесток» (при резке стеклоткани на полосы).

6.    Спецодежда при работе должна быть застегнута. Ее следует очищать от клея по мере загрязнения и хранить в специально отведенных местах. Спецодежду следует стирать не реже одного раза в месяц.

7. Операции, связанные с приготовлением лакокрасочных и клеевых составов, должны выполняться в вытяжном шкафу лаборатории, а в производственном помещении - в зоне вытяжной вентиляции.

8.    Порожнюю тару из-под компонентов, растворителей необходимо удалять из рабочего помещения и хранить в специально отведенном месте.

9.    При выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резервуарах последние должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией,

обеспечивающей 15 - 20-кратный обмен воздуха. Вентилятор должен быть взрывобезопасного исполнения. Светильники должны быть низковольтными (12 В) во взрывобезопасном исполнении.

10.    При работе с эпоксидным клеем на внешней стороне резервуаров работники должны находиться с наветренной стороны от рабочей зоны, при этом необходимо убедиться в отсутствии поблизости источников открытого огня.

11.    При случайном попадании отвердителя в глаза их необходимо промыть водой, а затем свежеприготовленным физиологическим раствором хлористого натрия (0,6 - 0,9 %).

12.    Брызги смолы, отвердителя и их смеси при попадании на кожу следует смыть марлевым тампоном, смоченном в ацетоне или растворителе Р-4, после чего это место необходимо промыть водой с мылом.

13.    При случайном разливе отвердителя даже в небольшом количестве необходимо место разлива немедленно засыпать опилками, смоченными керосином, с последующей дегазацией 10 %-ным раствором серной кислоты.

14.    Работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обязаны в течение рабочего дня периодически мыть лицо и руки.

15.    При использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными растворителями категорически запрещается курить на рабочем месте, выполнять работы, вызывающие искрообразование, работать с выключенной приточно-вытяжной вентиляцией.

На рабочих местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Не курить», «Огнеопасно», «Взрывоопасно».

16.    Рабочее место, инструмент оборудование и спецодежду очищают от остатков клея тампоном из ветоши или бязи, смоченными дибулфталатом или ацетоном.

17.    Обтирочный материал, загрязненный клеевым составом, и обрезки стеклоткани необходимо собрать в металлические емкости с крышками и хранить в установленных местах с последующим уничтожением.

Приложение 17

ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА

УТВЕРЖДАЮ руководитель предприятия

(подпись, расшифровка)

Дата утверждения « _ »    _ 20    _ г.

АКТ

«    «    20    г.

город приемки резервуара в эксплуатацию после проведения ремонта

Составлен комиссией    _

Председатель    _

должность, фамилия, имя, отчество

члены комиссии    _

должность, фамилия, имя, отчество

В резервуаре    _

характеристика резервуара: номер резервуара, вместимость и др. произведен капитальный ремонт в объеме    _

перечень устраненных дефектов: замена изношенных (согласно дефектной ведомости) элементов резервуара, ремонт сварных соединений, исправление осадки, устранение

негерметичности, ремонт оборудования и др.

Качество ремонтных работ (по результатам внешнего осмотра, рентгенографии, испытаний, измерений и др.)    _

оценка ремонтных работ

Результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты шва, м

Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию с предельным уровнем наполнения

_ м

Председатель комиссии Члены комиссии

Аинбиндер А. Б., Камерштейн А. Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М., Недра, 1982, 341 с.

Приведена методика расчета магистральных трубопроводов, прокладываемых в различных условиях, (is прочность и устойчивость. Представлен расчет соединительных детален трубопроводов — наиболее напряженных участков трубопровода. Изложены автоматизированные методы расчета сложных трубопроводных конструкций с применением ЭВМ Содержит много расчетных формул, графиков и таблиц.

Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием, сооружением и эксплуатацией магистральных трубопроводов. Может быть полезна студентам старших курсов вузов по специальности «Сооружение га-зонефтепроводов и нефтебаз».

Табл. 27, ил. 101, список лит.— 49 назв

Рецензент — д-р техн. наук А. М. Симонов (МИНХ и ГП им. акад И. М. Губкина)

3608000000—222 А-—--163-82

Сооружение магистральных трубопроводов — одна из важнейших отраслей строительства, обеспечивающих развитие нефтяной и газовой промышленности и энергетики нашей страны.

За X пятилетку, выполняя основные задачи целевой программы, наме-ченной XXV съездом КПСС, сооружено 50 тыс. км магистральных трубопроводов в том числе 11 тыс. км трубопроводов диаметром 1420 мм. Общая протяженность магистральных газопроводов в стране составила 132,4 тыс. км, нефтепроводов — 59 тыс. км [17]

«Основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года» предусмотрено к 1985 г. обеспечнгь добычу 620—640 млн. т нефти (с газовым конденсатом) и 600— 640 млрд. м’ газа.

Чтобы обеспечить выполнение этого плана, необходимо резко увеличить объемы строительства, в первую очередь трубопроводных магистралей. По предварительным подсчетам [17] объемы трубопроводного строительства на нефтяных и газовых промыслах возрастут более чем в 2 раза, строительство газопроводов диаметром 1420 мм — в 1,7 раза, будет осуществляться переход к строительству в 1982—1983 гг. газопроводов, рассчитанных на давление 10 МПа.

Отмечая важное значение трубопроводного транспорта, XXVI съезда КПСС поставил перед строителями отрасли серьезную задачу по повышению качества и безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов. Магистральные газо- и нефтепроводы относятся к взрыво- и пожароопасным сооружениям, отказ в работе которых может привести к очень тяжелым последствиям. Так, загрязнение водоемов и окружающей среды в результате аварии с газо-, нефте- и нефтепродуктопроводами оказывает губительное воздействие на флору и фауну. Поэтому обеспечению высокой надежности магистральных трубопроводов уделяется особое внимание. Повышение надежности — основная и глобальная задача дальнейшего развития технического прогресса в области строительства трубопроводного транспорта. Обеспечение надежности трубопроводных систем как инженерных конструкций должно формироваться, начиная с выбора трассы и кончая испытаниями законченных сооружений.

Одно из основных условий обеспечения надежности — строгое соблюдение норм и правил расчета и проектирования трубопроводов. Однако нормы не в состоянии охватить все многообразие факторов, силовых воздействий и требований, которые должны учитываться при расчете и проектировании. В нормах не приводятся методики проведения расчетов при проектировании и не указываются значении и влияния тех или иных факторов и воздействий на несущую способность трубопроводов, в них лишь даются основные требования, которые должны предъявляться к расчету и проектированию трубопроводных систем. Поэтому авторы книги поставили своей целью систематизировать основные силовые воздействия и факторы, влияющие на прочность и устойчивость трубопроводов с учетом действительных условий их работы и предложить методику расчета трубопроводов с учетом этих воздействий.

В книге приведена методика определения толщины стенок труб и соединительных деталей магистральных трубопроводов. Основное внимание уделено расчету подземной системы прокладки трубопроводов как наиболее распространенной. Описаны расчетные модели грунта взаимодействующего с трубопроводом, рассмотрены вопросы определения продольных перемещений и продольной устойчивости подземных трубопроводов, в том числе и прокладываемых на обводненных участках трассы, изложены особенности расчета трубопроводов в районах горных выработок н др. В книге изложены методы расчета с применением ЭВМ трубопроводов различных конструктив ных решений, которые позволяют не только сократить сроки проектирования, но и за счет учета многочисленных факторов более полно отразить действительные условия работы трубопроводов.

Для практического использования изложенных методик расчета и программ на ЭВМ даны примеры расчета, а также вспомогательные таблицы и графики.

Гл. 3—13 написаны А. Б. Айибиндером, гл. 1, 14, 15 и § 1, 2 гл. 2 — А Г. Камерштейиом, § 3 и 4 гл. 2 написаны авторами совместно, приложения составлены А. Г. КамерштеИном.

Глава 1 основные воздействия и факторы, влияющие на прочность и устойчивость трубопроводов  »
Библиотека »