Ремонт основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров

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

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

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

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

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

2.Организация планово-предупредительного ремонта резервуаров

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

3.Методы ремонта основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров

Дефект: осыпание основания под днищем резервуара.

Рис. 2. Осыпание основания под днищем резервуара. А - днище резервуара; Б - основание; В - песчаный грунт; Г - откос основания.

Днище резервуара (рис. 2) 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.

При ведении ремонтных работ в зимних условиях смесь для изолирующего слоя перед укладкой необходимо подогревать до 50-60 °С.

Дефект: выпучина или хлопун с переходом на днище резервуара.

Некачественно подготовленное основание является одной из причин деформации днища с образованием вмятин, выпучин (хлопунов). Стенка резервуара резко проседает по периферии, в результате чего возникает прогиб окрайков днища вблизи соединения стенки с днищем.

Хлопун -- это вмятина или выпучина, теряющая устойчивость под действием внутренних или внешних нагрузок.

Рис. 3. Выпучина с переходом на днище резервуара. А - выпучина; Б - отверстие; В - круглая накладка; Г - грунтовая смесь

Выпучина или хлопун (рис. 3) 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.

Дефект: коррозионные повреждения днища резервуара.

Рис. 4. Коррозионные повреждения днища резервуара. А - группа раковин; Б - точечные углубления; В - сквозные отверстия

Коррозионные повреждения площадью 1 м² отдельных листов внутренней поверхности днища - группа раковин (рис. 4) А, точечные углубления осповидного типа Б глубиной более 1,5 мм и сквозные отверстия В.

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. Бандажные усиления целесообразно устанавливать на резервуарах вместимостью 1000-10000 м³. Они выполняются в виде различных стальных колец, состоящих из 4-6 полос, 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. 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.

Дефект: трещина по сварному шву. ремонт корпус резервуар

Рис. 5. Трещина по сварному шву. А - трещина; Б - уторный уголок; В - стенка резервуара

Трещина (рис. 5) 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 В резервуара и окрайке днища Д. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами на крайней правой иллюстрации (рис. 5).

Дефект: поперечная трещина по стыковому сварному шву.

Рис. 6. Ремонт поперечной трещины по сварному шву встык. А - поперечная трещина; Б - стенка; В - вставка.

Поперечная трещина (рис. 6) 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 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 на правой иллюстрации рисунка 6.

5.Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.

При коррозионном износе первого пояса стенки резервуара с внутренней или наружной поверхности на значительной длине в зоне примыкания к днищу необходима замена пораженных коррозией участков стенки.

Рис. 7. Коррозия сварного шва. А - коррозия; Б - стенка.

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

1. Галеев В.Б., Сощенко Е.М., Черняев Д.А. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций. - М.: Недра, 1968. - 222 с.

2. Крылов Г.В., Морозов А.А., Сорокина Т.В., Степанов О.А. Эксплуатация и ремонт нефтепроводов и нефтехранилищ. - М.: образовательно издательский центр «Академия», 2002. - 381 с.

3. Интернет источник: http://www.himstalcon.ru/

Размещено на Allbest.ru