Разработка технологии ремонта и замены днища в РВС-5000

Размещено на http://www.allbest.ru/

35

ЧОУ ВО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет «Нефти и газа»

Кафедра «Нефтегазовые технологии»

Разработка технологии ремонта и замены днища в РВС-5000

Ижевск, 2016 г.

РЕФЕРАТ

РЕЗЕРВУАР, ХАРАКТЕРИСТИКА РВС, ДИАГНОСТИКА РЕЗЕРВУАРА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Объектом дипломного проектирования является резервуарный парк Камбарской нефтебазы

Цель дипломного проектирования - разработка технологии ремонта РВС-5000 куб.м. по результатам диагностики

Проведен сравнительный анализ работы резервуарного парка и диагностики РВС

Рассмотрены различные варианты ремонта резервуаров и рассмотрена технология работ,

В результате прелоджен оптимальный комплекс мероприятий по безопасности и экологичности проекта.

Степень внедрения - имеет практическое внедрение на производстве.

СОДЕРЖАНИЕ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

СПИСОК ТАБЛИЦ

СПИСОК РИСУНКОВ

ВВЕДЕНИЕ

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ПОСТАНОВКИ ЗАДАЧИ

1.1 Основные и вспомогательные объекты

1.1.1 Прием нефтепродуктов

1.1.2 Характеристика продуктопровода - отвода

1.1.3 Последовательность пуска продуктопровода-отвода

1.1.4 Условия нормального ведения технологического процесса

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПАРКА

2.1 Характеристика резервуарного парка нефтебазы

2.2 Характеристика резервуара

2.2.1 Характеристика оборудования резервуара

2.2.1.1 Оборудование для обеспечения надежной работы

резервуаров и снижения потерь нефти

2.2.1.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

2.2.1.3 Противопожарное оборудование

3. АНАЛИЗ ДИАГНОСТИКИ РВС

3.1 Вводная часть

3.1.1 Перечень объектов, на которые распространяется

действие заключение экспертизы

3.2 Организация экспертизы

3.2.1 Порядок проведения экспертизы и программа экспертного

обследования

3.3 Проведение экспертизы

3.4 Результаты экспертизы

3.4.1 Результаты анализа документации, рассмотренной в процессе экспертизы

3.4.2 Результаты технического обследования

4. ТЕХНОЛОГИЯ КАПРЕМОНТА

4.1 Подготовительные работы

4.2 Заготовка и обработка деталей

4.3 Сборка элементов под сварку

4.4 Контроль качества

4.4.1 Организация контроля

4.4.2 Визуальный контроль

4.5 Меры пожарной безопасности при ремонте резервуаров

4.5.1 Электросварочные работы

4.5.2 Резка металлов

4.5.3 Карта технологического процесса сварки

4.8 Общая часть

4.8.1 Требования к сварщикам

4.8.2 Технология сварки

4.8.3 Производство работ при замене днища

4.8.4 Работы по устранению недопустимого дефекта

5. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Основы безопасности производства

5.2 Охрана труда

5.2.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

5.2.2 Атмосферное электричество

5.2.3 Статическое электричество

5.2.4 Токсичность

5.2.5 Освещение

5.2.6 Метеорологические условия

5.3 Инженерные и организационные меры облегчения безопасности Труда

5.3.1 Герметизация оборудования

5.3.2 Защита от статического электричества

5.3.3 Защита от атмосферного электричества

5.3.4 Защита от токсических веществ

5.3.5 Освещение

5.3.6 Метеоусловия

5.4 Промышленная безопасность

5.4.1 Анализ риска аварийных ситуаций при эксплуатации резервуарного парка

5.5 Техника безопасности при хранении нефтепродуктов в резервуарах

5.6 Охрана окружающей среды

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Общие положения

6.2 Методика оценки экономической эффективности инвестиций

6.3 Исходные данные

6.4 Расчет окупаемости

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

нефтебаза парк резервуарный ремонт

Сокращения:

ДНС - дожимная насосная станция

НПС - нефтеперекачивающая насосная станция

НКТ - насосно-компрессорные трубы

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения

УПН - установка подготовки нефти

НПАВ - неиногенные поверхностно-активные вещества

РВС - резервуар вертикальный стальной

Обозначения:

Q - объемная подача, м3/ч;

Н - полные потери напора в трубопроводе, м;

P - абсолютное давление, атм;

L - линейный размер, м;

Т - температура, К;

Re - число Рейнольдса;

М - материальные затраты, млн.руб/год;

Тэ - тариф, руб./(кВт ч);

С - стоимость, млн.руб;

d - диаметральный размер, м;

g - гравитационная постоянная земного притяжения, м/c2;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

н - кинематическая вязкость, м2/c;

г - удельный вес, кг/м3;

Подстрочные индексы:

ср - среднее значение;

тр - трение.

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства бензинов автомобильных 10

Таблица 1.2 - Физико-химические свойства дизельных топлив 12

Таблица 2.1 - Оснащенность резервуаров Камбарской нефтебазы

дыхательной и предохранительной арматуры 22

Таблица 3.1 - Допустимые отклонения при деформации 45

Таблица 3.2 - Предельные отклонения основных

параметров резервуара 46

Таблица 3.3 - Режимы сварки подкладного кольца 56

Таблица 3.4 - Технологические требования к сварке 64

Таблица 3.5 - Требования к прихватке 60

Таблица 3.6 - Режимы сварки в горизонтальном положении 61

Таблица 3.7 - Режимы сварки в вертикальном положении 62

Таблица 4.1 - Номенклатура показателей пожаро-взрывоопастности

нефтепродукта 74

Таблица 4.2 - Категорирование объекта 75

Таблица 4.3 - Норма выдачи спецодежды 82

Таблица 5.1 - Планируемый годовой грузооборот 98

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1.1 - Насос типа НД 16

Рисунок 1.2 - Непримерзающий дыхательный клапан (НДКМ) 25

Рисунок 1.3 - Предохранительный гидравлический клапан (КПГ) 26

Рисунок 1.4 - Сифонный кран 28

Рисунок 1.5 - Установка пожаротушения ГВПС - 2000 на резервуаре 30

Рисунок 2.1 - Типы швов 38

Рисунок 2.2 - Схема сварки кольцевых швов 41

Рисунок 2.3 - Схема приварки ограничительных уголков центральной

части днища 56

Рисунок 2.4 - Порядок наложения слоев при сварке подкладного листа 58

Рисунок 2.5 - Порядок наложения слоев при сварке нахлесточных

соединений по торцам листов 58

Рисунок 2.6 - Порядок наложения слоев при сварке продольных швов

полотниц днища 58

Рисунок 2.7 - Порядок наложения радиальных швов

на окрайке днища 59

Рисунок 2.8 - Схема прихватки сборочных планок 63

Рисунок 2.9 - Последовательность монтажа листов первого и второго

поясов и наложения сварных швов 63

Рисунок 2.10 - Последовательность и направления наложения сварных

облицовочных швов 64

Рисунок 2.11 - Порядок наложения сварных горизонтальных

и нижних швов 64

Рисунок 2.12 - Ручная сварка стыковых швов

при ремонте резервуаров 67

Рисунок 2.13 - Конструктивные элементы сварных соединений

и порядок сварки 68

Рисунок 2.14 - Конструктивные элементы 68

сварного соединения 68

Рисунок 2.15 - Механизированная сварка

под флюсом 68

Рисунок 2.16 - Последовательность сварки 78

Рисунок 2.17 - Сварка швов ступенчатым методом 79

ВВЕДЕНИЕ

В системе нефтепродуктообеспечения народного хозяйства осуществляются процессы транспорта, хранения и распределения нефтепродуктов. Система нефтепродуктообеспечения - это сложное многофункциональная система с объектами различного производственно-хозяйственного назначения. В процессе продвижения нефтепродуктов от производства к потребителям участвуют десятки предприятий с различной технологией, разной мощностью и различными производственно-хозяйственными функциями, включая нефтепродуктопроводы, транспорт, нефтебазы, автозаправочные станции и другие объекты.

Важным звеном в этой системе являются нефтебазы, значение которых определяется составом потребителей, транспортными связями, объектом товарооборота, резервуарного парка для хранения нефтепродуктов и другими факторами.

Современные нефтебазы представляют собой сложный инженерно-технический комплекс, включающий здания и сооружения, трубопроводы, резервуары, насосные станции и специальное оборудование, предназначенное для приема, хранения и реализации нефтепродуктов.

В представленной аттестационной работе рассматриваются вопросы по ремонту РВС-5000 с заменой днища.

В работе приведен состав сооружений нефтебазы, рассмотрен вопрос ремонта резервуара, а также доказана экономическая выгода и экологическая безопасность проекта.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Нефтебаза предназначена для приема светлых нефтепродуктов: дизельного топлива, автомобильных бензинов марок А-76, А-92 с нефтепродуктопроводов и отгрузки их железнодорожным и автомобильным видами транспорта.

Поступление нефтепродуктов с нефтепродуктопроводов производится за счет перекачивающих станций, расположенных по трассе нефтепродуктопровода.

Трубопровод наружным диаметром 273 и 325 мм.

На нефтебазе производятся следующие производственные операции:

прием мазута для котельной;

прием светлых нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу;

прием отработанного масла в цистерны;

возможен прием и отгрузка масел;

отпуск дизельного топлива, автомобильных бензинов и масел с помощью автоматизированную систему налива в автоцистерны, а также через автозаправочные станции (АЗС). Налив автоцистерн и железнодорожных цистерн производится самотеком, за счет разности нивелирных отметок;

Нефтебаза хранит и распределяет следующие нефтепродукты: бензины А-76, Аи-92 и дизельные топлива ДЛ и ДЗ.

Физико-химические показатели бензина А-76, Аи-92 и дизельных топлив ДЛ и ДЗ приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства бензинов автомобильных

Наименование показателей	А-76	Аи-92
1	2	3
1 Плотность при 20С, кг/м3, не более	не норм.	770
2 Детонационная стойкость: - октановое число, определяемое по моторному методу, не менее - октановое число, определяемое по исследовательскому методу, не менее	76 76	83 92
3 Концентрация свинца, г/дм3, не более	0,013	0,013
4 Фракционный состав: - температура начала перегонки бензина, С, не ниже - 10% бензина перегоняется при t, С, не выше - 50% бензина перегоняется при t, С, не выше - 90% бензина перегоняется при t, С, не выше - конец кипения бензина, С, не выше - остаток в колбе, %, не более - остаток и потери, %, не более	37 70 115 180 205 1,5 4,0	35 75 120 190 215 1,5 4,0
5 Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм. рт. ст.), не более	66,7 (500)	79,99 (600)
6 Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более	1,0	3,0
7 Концентрация фактических смол в мг на 100 см3 бензина, не более	5,0	5,0
8 Массовая доля серы, %, не более	0,1	0,05
9 Индукционный период бензина на месте производства, мин, не менее	1200	600
Прочие характеристики и компоненты	-	-

Таблица 1.2 - Физико-химические свойства дизельных топлив

№	Наименование показателя	ДЛ	ДЗ
1	2	3	4
1	Цетановое число, не менее	45	45
2	Фракционный состав: 50% перегоняются при температуре,єС, не выше 96% перегоняются при температуре (конец перегонки), єС, не выше	280 360	280 360
3	Кинематическая вязкость при 20єС, мм2/с (сСт)	3,0-6,0	3,0-6,0
4	Температура застывания, єС, не выше	-10	-10
5	Температура помутнения,єС, не выше	-5	-5
6	Температура вспышки в закрытом тигле,єС, не ниже	40	62
7	Массовая доля серы, %, не более	0,2	0,2
8	Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,01	0,01
9	Содержание сероводорода	отсутст.	отсутст.
10	Испытание на медной пластине	выдерж.	выдерж.
11	Содержание водорастворимых кислот и щелочей	отсутст.	отсутст.
12	Концентрация фактических смол, мг на 100см3 топлива, не более	40	40
13	Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более	5	5
14	Йодное число, мг йода на 100 см3 топлива, не более	6	6
15	Зольность, %, не более	0,01	0,01
16	Коксуемость 10-% остатка, %, не более	0,20	0,20
17	Коэффициент фильтруемости, не более	3	3
18	Содержание механических примесей	отсутст.	отсутст.
19	Содержание воды	отсутст.	отсутст.
20	Плотность при 20єС, кг/м3, не более	840	860
21	Предельная температура фильтруемости,єС, не выше	-5	-5

1.1 ОСНОВНЫЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ОБЪЕКТЫ

На нефтебазе расположены следующие объекты:

резервуары для хранения светлых нефтепродуктов и масел;

котельная;

железнодорожная эстакада для налива светлых нефтепродуктов, представляет собой 2-х стороннюю эстакаду, позволяющую наливать одновременно 54 вагон-цистерны в 4-х осном исполнении;

железнодорожная эстакада для слива светлых нефтепродуктов. Эстакада позволяет сливать 10 вагон-цистерн в 4-х осном исполнении на 2-м пути и 3 вагон-цистерны в 4-х осном исполнении на 3-м пути;

разливочная для розлива нефтепродуктов в тару;

расфасовочная;

две стационарные АЗС для отпуска светлых нефтепродуктов;

операторная;

очистные сооружения;

лаборатория;

здание административное;

гаражи;

резервуары противопожарного запаса воды;

водонасосная;

одна контейнерная АЗС (№ 69) для отпуска светлых нефтепродуктов;

склад для хранения тары;

склад для хранения тарных нефтепродуктов;

две насосные станции для светлых нефтепродуктов;

насосная станция для темных нефтепродуктов;

насосы на бочкотаре и на узле № 1;

склады;

столярная мастерская;

узел связи;

теплица.

Для налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на нефтебазе используются насосные станции.

Насосный цех для перекачки светлых нефтепродуктов представляет собой закрытое кирпичное заглубленное здание, где установлены насосы АСВН, 8НДВ. Насос АСВН предназначен для выкачки вакуумных емкостей для хранения дизельного топлива и бензина, а также для зачистки вагон-цистерн при сливе.

Насос 8НДВ предназначен для слива дизельного топлива из вагон-цистерн на втором пути через устройство нижнего слива (УСН), УСН 175, и для исправления нефтепродуктов в резервуарах основного резервуарного парка. Имеется принудительное всасывание. Открытая насосная для перекачки светлых нефтепродуктов огорожена с двух сторон стеновыми панелями, а с третьей стороны находится стена закрытой насосной для перекачки светлых нефтепродуктов.

В насосной установлены насосы следующих типов:

вакуумные насосы ВВН 12 в количестве 2 шт.;

центробежные насосы 6 НДВ в количестве 2 шт.;

центробежный насос 8 НДВ.

Вакуумные насосы ВВН-12 предназначены для зачистки вагон-цистерн от остатков нефтепродуктов, а также для зачистки трубопроводов при ремонте.

Насос 6НДВ предназначен для слива дизельного топлива из вагоноцистерн и для внутрибазовых перекачек при исправлении нефтепродукта.

Насос 6НДВ и 8НДВ предназначены для слива вагон-цистерн и внутрибазовых перекачек. На узле № 1 расположены 2 насоса марки 5НК9-1 и один насос марки 8НДВ. Насосы марки 5НК9-1 предназначены для слива вагон-цистерн на третьем железнодорожном пути, для зачистки резервуаров, трубопроводов и коллекторах, для закачки дизельного топлива и бензина из основного парка на базу реализации и отпуска через автоцистерны. Насос 8НДВ предназначен для внутрибазовой перекачки бензина. Насос на бочке-таре РЗ-30 предназначен для слива вагон-цистерн с маслом в парк базы реализации и для затаривания масел в бочки. Насосы типа НД - центробежные одно - ступенчатые с рабочим колесом двустороннего хода и горизонтальным разъемом корпуса - предназначены для подачи воды и других чистых жидкостей от 90 до 6500 м3/ч и напоре от 10 до 104 м столба жидкости с температурой до 100° и применяются на насосных .станциях 1-го и 2-го подъемов городского, сельского н промышленного водоснабжения, на ирригационных насосных установках и т. п.

Рисунок 1.1. - Насос типа НД

Буквы и цифры, составляющие марку насоса, 20НДн, означают: 20 - диаметр напорного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз; Н - насос; Д - двусторонний (рабочее колесо двухстороннего входа); н - низконапорный, В конце обозначения некоторых моделей, например 12НДс и 8НДв, индексы с, в означают соответственно средненапорный или высоконапорный тип насоса.

Входной и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены горизонтально в противоположные стороны под углом 90° к оси насоса. Такое расположение патрубков, а также горизонтальный разъем корпуса обеспечивают возможность контроля и замены рабочих деталей без снятия насоса с фундамента и без демонтажа электродвигателя и трубопроводов.

Основные детали насосов типа НД: корпус 18, крышка корпуса 11, рабочее колесо 9 - чугунное, вал 14 - стальной.

Уплотнение рабочего колеса осуществляется сменными защитными кольцами 8. Рабочее колесо закреплено на валу 14 защитными втулками 13 с резьбой, как, например, у насосов 5НДв, 6НДв, 12НДс, 16НДн и 20НДн. Рабочие колеса насосов 4НДв и 6НДс закрепляются на валу горячей посадкой с упором в борт вала.

В корпусе насоса установлены сменные уплотняющие кольца 7. Осевая сила насосов типа Случайные осевые усилия воспринимаются радиально-упорным шарикоподшипником.

В нижней части насоса находятся отлитые за одно целое с корпусом кронштейны 17, в которые собирается вода, просачивающаяся из сальников, и опорные лапы 20.

Отверстие 10, закрываемое пробкой, служит для присоединения вакуумного насоса, с целью отсасывания воздуха из корпуса и подводящего трубопровода, при пуске насоса.

Уплотнение вала, в местах выхода его из корпуса, осуществляется двумя сальниками 2 с хлопчатобумажной набивкой 3 и кольцом гидравлического уплотнения 4.

Хлопчатобумажная набивка представляет собой отрезки квадратного шнура, укладываемые в сальник отдельными кольцами так, чтобы плоскости разрезов колец чередовались в шахматном порядке.

Кольцо гидравлического уплотнения 4 установлено против отверстия 5 в крышке насоса, через которое по трубкам 6 и 12 к сальнику подводится вода под давлением.

Подтягивание набивки сальников осуществляется разъемной крышкой 16, прикрепленной двумя шпильками к корпусу насоса. Насосы 4НДв,5НДв, 6НДв,8НДв и бНДс выпускаются с разъемными крышками сальника.

Опорой вала насосов типа НДв, 6НДс, 12НДс, 20НДн и 24НДн служат шариковые подшипники, у насоса 16НДн один подшипник шариковый, другой роликовый. Корпусы подшипников 1 крепятся к корпусу насосов с 8НД по 24НД фланцами, а у насосов с 4НД по 6НД - скобами.

Смазка подшипников скользящего трения насосов типа НДс и шарикоподшипников насосов типа НДв и НДн осуществляется жидким маслом с помощью смазочных колец 15. Исключение составляют шарикоподшипники насосов 8НДв, 12НДс и 16НДс, которые имеют густую смазку с помощью колпачковых масленок.

В нижней части корпуса подшипников насосов типа НД имеется камера 21, в которую при необходимости можно подвести воду для охлаждения подшипников.

Привод насосов типа НД осуществляется электродвигателем через упругую муфту.

В нормальном исполнении вал насосов типа НД вращается против часовой стрелки, если смотреть со стороны привода; при этом входной патрубок расположен с левой стороны насоса.

По особому заказу насосы типа НД поставляются с обратным вращением вала; в этом случае входной патрубок расположен с правой, стороны насоса.

1.1.1 ПРИЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Прием нефтепродуктов на включающему узел приема скребка, датчики замера плотности, потери давления (см. лист 2 графической части).

Подключение отвода к магистральному продуктопроводу «Черкассы-Камбарка» выполнено двумя задвижками и шаровым краном. Первая задвижка и шаровой кран - ручные, ручная задвижка установлена в колодце, задвижка с электроприводом и шаровой кран установлены надземно на площадке в ограде. Давление в точке подключения Рр=6.4 МПа.

От узла подключения по самостоятельным трубопроводам - отводам Ш 219 мм бензин и дизельное топливо поступают в резервуары.

На вводе отводов установлены устройства редукционно-запорные ЗРК-200, предназначенные для снижения давления, поддержания установленного давления и перекрытия трубопровода при превышении установленного давления на 0.2 МПа.

На трубопроводах до и после редукционно-запорного устройства ЗРК-200 дистанционно контролируется давление преобразователями Сапфир -22М-Ех. В случае несрабатывания устройств редукционно-запорных, расположенных на площадке узлов учёта автоматически закрывается электроприводная задвижка в узле подключения.

При повышении давления выше допустимого сброс нефтепродуктов от предохранительных клапанов предусмотрен в специальные подземные емкости ЕД-1 и ЕД-2 V- 40 м3 каждая. Емкость ЕД-1 предназначена для бензина, ЕД-2 - для дизельного топлива.

Вместимость емкости определена из расчета непрерывного сброса через клапан в течение времени, необходимого оператору на закрытие входной задвижки. В емкости ЕД-1 и ЕД-2 предусмотрен также дренаж фильтров и трубопроводов с площадки узлов учета нефтепродуктов.

В подземных емкостях ЕД-1, ЕД-2 установлены сигнализаторы верхнего, нижнего и верхнего аварийного уровня. Предусмотрено автоматическое включение погружных насосов при верхнем и отключение при нижнем уровнях в емкостях.

1.1.2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТОПРОВОДА - ОТВОДА

Продуктопровод - отвод начинается от врезки в существующий продуктопровод диаметром 325 мм. Заканчивается продуктопровод - отвод у забора площадки Камбарской нефебазы. Протяженность продуктопровода - отвода 0,49 км. Рабочее давление 6,4 МПа.

На основании выполненных расчетов и номенклатуры выпускаемых заводами труб для строительства продуктопроводов-отводов приняты трубы стальные бесшовные 219х6 ГОСТ 8732-78 [21] сталь 10, группы В.

При строительстве и эксплуатации продуктопроводов - отводов приняты следующие решения:

подземная прокладка продуктопроводов - отводов в одной траншее на расстоянии 1 м в осях. Глубина заложения продуктопроводов в траншею 1,2 м до низа трубы;

монтаж, сварка и укладка трубопроводов в траншею производится в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 [22].

для повышения надежности эксплуатации продуктопроводов - 100 % контроль сварных стыков радиографическим методом;

антикоррозионная изоляция продуктопроводов усиленного типа согласно ГОСТ 25812-83 [23]. Конструкция изоляции: праймер НИТТО R-80, пленка «Полилен» ТУ 102-610-92 - 1 слой; обертка «Полилен-О» ТУ 102-611-92 - 1 слой;

испытание трубопроводов на прочность и плотность согласно ВСН 011-88 [24]. Очистка полости и испытание»;подключение отводов к магистральному продуктопроводу выполнено двумя задвижками и шаровым краном. Первая задвижка 30с76нж Ду 200 мм, Ру 6,4 МПа ручная, установлена в колодце, вторая задвижка электроприводная 30с976нж Ду 200 мм, Ру 6,4 МПа и шаровой кран с ручным приводом 11сл60п Ду 200 мм, Ру 8,0 МПа установлены надземно. На узле подключения предусмотрено устройство видимого разрыва;

электрохимзащита продуктопроводов - отводов.

1.1.3 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПУСКА ПУНКТА ПРИЕМКИ, ХРАНЕНИЯ И НАЛИВА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Перед пуском после монтажа необходимо:

- проверить исправность всего технологического оборудования, резервуаров и трубопроводов;

- закрыть все дренажные задвижки;

- проверить наличие и исправность предохранительных клапанов и манометров;

- проверить крепление фланцевых соединений аппаратов, насосов, трубопроводов, обратить внимание на укомплектованность их шпильками и снятие заглушек;

- закрыть все люки и лазы на резервуарах и подземных емкостях;

- очистить все проходы и проезды;

- проверить наличие и исправность средств пожаротушения и средств индивидуальной защиты;

- проверить наличие воды, электроэнергии.

В начале пуска вся запорная арматура на трубопроводах входа и выхода закрыта.

При приеме бензина (дизельного топлива) на базу, открываются задвижки на входе на нефтебазу в узле подключения и задвижки на линии откачки из подземных емкостей, задвижки на площадке задвижек перед обвалованием резервуаров, а также задвижки перед резервуарами. Одновременно включается система автоматики, сигнализации и управления.

На базу предусмотрен попеременный прием бензина и дизельного топлива.

1.1.4 УСЛОВИЯ НОРМАЛЬНОГО ВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГОПРОЦЕССА

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения продуктопроводов-отводов должна быть установлена охранная зона. В охранной зоне должны быть предусмотрены предупредительные знаки с запрещающими надписями всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию продуктопроводов, либо привести к повреждению.

Все надземные сооружения (узел подключения, площадка пункта приемки, хранения и налива) должны быть ограждены.

Для нормальной безаварийной эксплуатации продуктопроводов-отводов, узла подключения и пункта приемки, хранения и налива нефтепродуктов необходимо:

- содержать в исправном состоянии средства КИП и А;

- своевременно производить проверку средств КИП и А, предохранительных клапанов;

- проводить согласно графику ППР проверку дыхательных клапанов, запорной и регулирующей арматуры;

- соблюдать нормы технологического ведения процесса.

- проверять состояние колодца на узле подключения.

Перед проведением работ в колодце необходимо взять анализ на загазованность и колодец должен быть продут в течение 30 минут передвижной вентиляционной установкой.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПАРКА

2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА НЕФТЕБАЗЫ

В резервуарном парке светлых нефтепродуктов установлены стальные вертикальные цилиндрические резервуары для нефтепродуктов емкостью 400, 700, 2000, 3000, 5000 и 10000 м3 с плоским днищем и плоскими и коническими крышами. Общая емкость резервуарного парка нефтебазы составляет 202000 м3.

Сведения об обеспеченности резервуаров дыхательными и предохранительными клапанами приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Оснащенность резервуаров Камбарской нефтебазы дыхательной и предохранительной арматурой

№ п/п	Тип резервуара	Количество резервуаров	дыхательные клапана	предохранительные клапана
			тип	кол-во	тип	кол-во
1	РВС-400	20	НДКМ-200	1	КПГ-200	1
2	РВС-700	10	НДКМ-200	1	ПКС-150	1
3	РВС-2000	5	НДКМ-200 КД-150	1 1	КПГ-200	1
4	РВС-3000	9	НДКМ-150 НДКМ-250	1 1	КПГ-200	1
5	РВС-5000	18	КД-200	1	КПГ-250	1
6	РВС-10000	6	КД-200	2	КПГ-250	1

Резервуары РВС-5000 оборудованы генераторами пены типа ГПСС-600 для подачи пены вовнутрь резервуара в случае загорания нефтепродукта в нем.

Каждый резервуар имеет один приемный и один раздаточный патрубок для проведения операций по заполнению и опорожнению резервуара.

2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕЗЕРВУАРА

Вертикальный стальной резервуар объёмом 5000 м3 состоит из стенки, днища и конического покрытия. Щитовая кровля резервуара опирается на фермы и на центральную стойку. Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии, чем обеспечивается более полное удаление подтоварной воды [12]. Размеры резервуара: диаметр 22800 мм, высота стенки 11920 мм [14].

Днище резервуара состоит из центральной части и окрайков. Центральная часть днища поставляется в виде четырёх полотнищ, свёрнутых в один рулон. Кольцо окрайков соединяют с центральной частью внахлёст, а окрайки сваривают между собой встык. Полотнища центральной части сваривают внахлёст. Стенка резервуара состоит из восьми поясов. Поставляется в виде двух полотнищ, свёрнутых в рулоны. Вертикальные и горизонтальные швы стенки свариваются встык. Стенки приваривают к окрайкам днища с двух сторон кольцевыми швами. Покрытие резервуара представляет собой сферически купол, который состоит из несущих элементов и настила. Поставляется в виде радиальных щитов, каждый из которых изогнут по цилиндрической поверхности. Все щиты соединены между собой внахлёст [2].

Резервуар имеет люк-лазы, световой люк, шахтную лестницу и другое оборудование.

2.2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА

На резервуаре установлены следующие виды оборудования:

- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

- противопожарное оборудование; - приборы контроля и сигнализации.

2.2.1.1 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОЙ РАБОТЫ РЕЗЕРВУАРОВ И СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ

К этой группе оборудования относятся:

- дыхательная арматура;

- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

- средства защиты от внутренней коррозии.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура резервуара состоит из дыхательного и предохранительного клапанов, назначение которых - предотвращение повышения давления в газовом пространстве резервуара сверх предельно допустимого (2000 Па) или, наоборот, образование вакуума ниже критического (200 Па). Слишком высокое и слишком низкое давление опасны для целостности резервуара. Дыхательный клапан регулирует давление в газовом пространстве резервуара, выпуская в атмосферу пары нефти при повышении давления до предельно допустимого, или впуская воздух в резервуар при образовании чрезмерного вакуума. Предохранительный клапан, имеющий пределы срабатывания на 10 % больше, чем дыхательный клапан, действует как страховка последнего.

На рисунке 1.2 изображен непримерзающий дыхательный клапан (НДКМ).

1 - Соединительный патрубок; 2 - седло; 3 - тарелка; 4 - нижняя мембрана; 5 - нижний корпус; 6 - верхний корпус; 7 - боковой люк; 8 - верхняя мембрана; 9 - диски; 10 - регулировочные грузы; 11 - крышка; 12 - трубка; 13 - амортизирующая пружина; 14 - цепи для соединения дисков и тарелок; 15 - импульсная трубка; 16 - кольцевой огневой предохранитель

Клапан работает следующим образом. При возникновении в резервуаре (и, следовательно, в межмембранной камере) разряжения, соответствующего пределу срабатывания клапана тарелка 3 поднимается, и в газовое пространство поступает атмосферный воздух. При повышении давления в резервуаре сила, действующая на верхнюю мембрану 8, больше силы, действующей на нижнюю мембрану 4, и когда разность сил превышает вес тарелки 3 и диска 9 с грузом 10, то верхняя мембрана, прогибаясь вверх, увлекает за собой тарелку 3, открывая выход паровоздушной смеси в атмосферу.

Для работы в комплекте с не примерзающим дыхательным клапаном предназначен предохранительный гидравлический клапан (КПГ), изображенный на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Предохранительный гидравлический клапан КПГ

1 - трубка для слива и налива жидкости; 2 - крышка для защиты от атмосферных осадков; 3 - кассета огневого предохранителя; 4 - экран; о - верхний корпус; 6 - чашка для размещения жидкости; 7 - корпус; 8 - патрубок Клапан КПГ состоит из корпуса 7 с присоединительным фланцем; чашки 6 для размещения жидкости гидрозатвора, предотвращающего выброс жидкости при срабатывании клапана; кассеты огневого предохранителя 3; крышки 2 для защиты от атмосферных осадков и трубки 1 для слива и налива жидкости.

Клапан работает следующим образом. При повышении давления в резервуаре, и, следовательно, под чашкой 6, жидкость из чашки выбрасывается через патрубок и, отражаясь от экрана 4, собирается в кольцевой полости, идущей вокруг чашки 6. При срабатывании клапана газовое пространство резервуара свободно сообщается с атмосферой, обеспечивая высокий расход парогазовой смеси (или воздуха) через кассету 3. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется при повторной заливке.

Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки, предотвращающие утечку жидкости из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала. Плотность прилегания крышки хлопушки к ее корпусу обеспечивается полимерным покрытием затвора. Для облегчения открытия хлопушки предназначено перепускное устройство. При открытии байпасного вентиля давление по обе стороны крышки хлопушки выравнивается, и ее открытие не требует усилий. Для подстраховки к крышке хлопушки прикреплен запасной трос, закрепляемый на крышке светового люка.

Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран, изображенный на рисунке 1.4.

Сифонный кран установлен в первом поясе резервуара на высоте 350 мм от дна. Устройство, монтируемое в защитном кожухе 1, представляет собой Г-образную трубу 3, которая через сальниковое уплотнение 2 вставлена внутрь резервуара. Нижний конец трубы снабжен защитным фильтром 4, обеспечивающим отбор воды и не пропускающим частицы твердых отложений и грязь; снаружи труба имеет пробковый кран 6. Для удаления подтоварной воды поворотной ручкой 5 трубу 3 опускают к днищу резервуара, и вода, скопившаяся на дне и выдавливаемая столбом находящейся над ней нефтью, вытесняется наружу. Для приведения крана в нерабочее положение трубу 3 поворачивают изогнутым концом вверх или горизонтально.

Рисунок 1.4 - Сифонный кран

1 - защитный кожух; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - Г-образная труба; 4 - защитный фильтр; 5 - поворотная ручка; 6 - пробковый кран

2.2.1.2 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ

Для указанных целей используется следующее оборудование:

- люки-лазы;

- люки замерные;

- люки световые;

- лестница.

Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проникновения рабочих внутрь резервуара. Через них в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа, например, детали понтонов, и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люки световые предназначены для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке. Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. На резервуаре РВС-5000 установлена лестница шахтного типа. Лестницы имеет ширину не менее 0,7 м, снабжена перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара расположена замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.

2.2.1.3 ПРОТИВОПОЖАРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями и средствами пожаротушения.

Огневые предохранители устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не спосо6ны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

Для подачи пены в резервуар используются пеногенераторы типа ГВПС-2000, монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

Устройство состоит из пеногенератора 1 с трубопроводом 8 для подачи раствора пенообразователя. В отсутствии чрезвычайной ситуации пенокамера закрыта герметизирующей крышкой. Крепление этой крышки к корпусу камеры осуществляется стяжками с замками, состоящими из двух частей, спаянных сплавом с температурой плавления около 120 °С. При возникновении пожара замки стяжек расплавляются, и крышка под действием собственного веса падает, открывая путь пены к горящей жидкости.

Устройство ГВП-2000 приведено на рисунке 4.4.

Рисунок 1.5 - Установка пожаротушения ГВПС-2000 на резервуаре

1 - пеногенератор; 2 - стенка резервуара; 3 - фланец; 4 - смотровой люк; 5 - пенокамера; 6 - площадка ограждения для обслуживания; 7 - вставка; 8 - трубопровод для подачи раствора пенообразователя.

3. АНАЛИЗ ДИАГНОСТИКИ РВС

3.1 ВВОДНАЯ ЧАСТЬ.

ОСНОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ

В соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности 0П0" № 116-ФЗ от 21.07.1997 г., "Правил проведения экспертизы промышленной безопасности" ПБ 03-246-98 с изменениями ПБИ 03-490-(146)-02, «Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» РД 03-484-02 [25] , РД 08-95-95 [26] ,РД 153-112-017-97 [27] и на основании договора между ИКЦ "Альтон" и Камбарской нефтебазой ОАО «Удмуртнефтепродукт», проведена экспертиза технического устройства, применяемого на опасном производственном объекте - вертикального цилиндрического сварного резервуара РВС-5000, отработавшего нормативный срок службы.

3.1.1 ПЕРЕЧЕНЬ ОБЪЕКТОВ, НА КОТОРЫЕ РАСПРОСТАНЯЕТСЯ ДЕЙСТВИЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ

Действие заключение экспертизы распространяется на техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте - вертикальный цилиндрический сварной резервуар РВС-5000 зав№-, инв№86.

3.2 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ

Определение соответствия технического состояния резервуара требованиям нормативно-технических документов; определение возможностей и условий его дальнейшей эксплуатации.

3.2.1 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ И ПРОГРАММА ЭКСПЕРТНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

Экспертиза технического устройства и оформление заключения проводились согласно требованиям, установленным в ПБ 03-246-98 [28] , разработанной на основе типовой программы, приведенной в «Положении о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» РД 08-95-95 [29] .

3.3ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ

Анализ документации, подлежащей рассмотрению в процессе экспертизы, с указанием проектных и технических характеристик резервуара, применяемые виды контроля, расчеты на прочность, согласованные мероприятия для процесса экспертизы, ведомость дефектов, а также план мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации технического устройства на продлеваемый период и обеспечению требований промышленной безопасности указаны в Приложениях 2,3, 4, 5.

3.4 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРТИЗЫ

3.4.1 РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ДОКУМЕНТАЦИИ, РАССМОТРЕННОЙ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЕРТИЗЫ

Документация, рассмотренная в процессе экспертизы, соответствует требованиям Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" и ПБ 09-605-03 [30].

3.4.2 РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

При визуальном и измерительном контроле выявлены следующие дефекты:

-На внутренней поверхности листов 1-го пояса стенки резервуара, на высоту 20 мм от уторного сварного шва, имеются отдельные коррозионные язвы размерами до 6 х7 хЗ,6 мм;

-На сварном шве 6-го пояса стенки резервуара, с наружной стороны, имеется отпотина, что свидетельствует о наличии в сварном шве сквозной несплошности;

-На стенке резервуара имеется вогнутость размерами до 3000 х1500 хЗ0 мм;

-На монтажном сварном шве, с внутренней стороны резервуара, со 2-го по 7-й пояс имеется непроваренный участок;

-На основном металле листов днища имеются коррозионные язвы размерами до 8x8x4,5 мм;

-Окрайка днища ниже уровня отмостки на 50мм. Результаты контроля не соответствуют нормам РД 08-95-95 [31] , ИТН-93 [32].

Результаты геодезических измерений соответствуют нормам ИТН-93 [32]. Величина отклонений, образующих стенки от вертикали и разность отметок наружного контура днища не превышает максимально-допустимых величин.

Результаты контроля толщины металла методом УЗК соответствуют нормам

РД 08-95-95 [31].

Минимальные фактические толщины элементов корпуса резервуара удовлетворяют нормативным требованиям.

Результаты контроля методом ультразвуковой твердометрии удовлетворительные

Механические свойства металла соответствуют ГОСТ 535 [33], ГОСТ 14637 [34].

Проектные и технические характеристики.

Контроль выполнен согласно: РД 03-606-03 [35]. Оценка качества по нормам: РД 08-95-95 [31] , ИТН-93 [32].

Цель контроля: Обнаружение и определение размеров дефектов (поверхностных трещин, коррозионных повреждений, выходящих на поверхность расслоений, механических повреждений, вмятин, выпучин и других изменений геометрии; дефектов сварки в виде пористости, подрезов, прожогов, несоответствия размеров швов требованиям НТД и др.) образовавшихся процессе эксплуатации, при ремонте, изготовлении или монтаже резервуара.

Оборудование: ГОСТ 166 зав.№ 4080325 [36]., ГОСТ 25706 [37]; шаблон УШС, ТУ 102.338-83; ГОСТ 7502 [38].

Результаты контроля: При визуальном и измерительном контроле выявлены следующие дефекты:

1. На внутренней поверхности листов 1-го пояса стенки резервуара, на высоте 20 мм от упорного сварного шва, имеются отдельные коррозионные язвы размерами до 6x7x3,6 мм;

; 2. На сварном шве 6-го пояса стенки резервуара, с наружной стороны, имеется отпотина, что свидетельствует о наличии в сварном шве сквозной не сплошности;

На стенке резервуара имеется вогнутость размерами до 3000 х1500 х300 мм;

На монтажном сварном шве, с внутренней стороны резервуара, со 2-го по 7-й пояс имеется не проваренный участок;

5.На основном металле листов днища имеются коррозионные язвы размерами до 1x8x4,5 мм;

6. Окрайка днища ниже уровня отмостки на 50м.

Заключение по результатам визуального и измерительного контроля:

Результаты контроля по п.п. 1,2,3,4,5,6 не соответствуют нормам РД 08-95-95 [31] , ИТН-93 [32].Контроль выполнен согласно: Толщиномер ультразвуковой БУЛАТ-1М. Паспорт УАЛТ 012.000.00ПС ".

Оценка качества по нормам: РД 08-95-95 [31].

Цель контроля: Определение количественных характеристик утонения металла в процессе эксплуатации путем измерения толщины элементов резервуара.

1,2 пояса стенки - не менее чем по четырем диаметрально противоположным образующим в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх);

листы днища и настила кровли - по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, не менее трех измерений на каждом листе.

Оборудование: Толщиномер ультразвуковой БУЛАТ-1М, зав. № 629.

Ведомость дефектов:

Наименован ие элемента	Толщина элемента по паспорту, мм.	Фактическая min и max толщина, мм
Днище	4,0	4,7-5,1
Днище	6,0	6,1-6,7
Стенка 1-й пояс	9,0	9,1-9,5
Стенка 2-й пояс	8,0	7,8-8,6
Стойки	12,0	10,13
Кровля	3,0	2,5-3,0

Результаты контроля соответствуют: РД 08-95-95 [31], ИТН-93 [32].

4. ТЕХНОЛОГИЯ КАПРЕМОНТА

4.1 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

1.Для проведения работ по ремонту резервуаров привлекается бригада из специально обученного персонала. Работа проводится под непосредственным наблюдением ответственного мастера (прораба).

2.На проведение огневых работ оформляется наряд-допуск с приложением схемы обвязки и способы выкачки остатков, удаления продуктов зачистки, дегазации и др.операции.

3.Схемы должны быть утверждены руководством станции и согласованы с начальником пожарной охраны станции.

4. Перед началом работы рабочие должны пройти инструктаж о правилах безопасности ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

5. В резервуаре должны быть тщательно зачищены следующие узлы и участки:

-узлы сопряжения стенки с днищем снаружи резервуара;

-сегменты или окрайки, примыкающие к стенке с внутренней стороны резервуара;

-вертикальные стенки трех нижних поясов стенки;

места врезки люков(лазов) и резервуарного оборудования в первом поясе стенки;

узел крепления центральной стойки к днищу

Зачищают резервуар тряпками, щетками и т.д.

6. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

4.2 ЗАГОТОВКА И ОБРАБОТКА ДЕТАЛЕЙ

Накладки, вставки и детали для ремонта резервуаров должны изготавливаться в цехах или мастерских при положительной температуре воздуха.

При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и завалы должны быть не более 0,5 мм.

Исправлять кромки следует абразивным инструментом, при этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки.

Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой.

4.3 СБОРКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОД СВАРКУ

Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и листов во избежание искажения геометрической формы.

Запрещаются погрузка и выгрузка сбрасыванием заготовленных деталей конструкций.

3.Заготовки и детали перед сборкой должны быть очищены от заусенцев, грязи, масла, ржавчины, льда, снега и тщательно осмотрены. Обнаруженные дефекты подлежат исправлению.

Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм, расстояние между прихватками - не более 500 мм, высоту усиления прихватки - не более 3 мм.

Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным инструментом.

При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок с криволинейным скосом.

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.

Рисунок 2.1 Типы швов: а - угловой; б - стыковой

8.Сварку ответственных швов резервуара (стыковые и нахлёсточные соединения стенки, стыковые соединения окраек днища, соединение стенки резервуара с днищем, нахлёсточные 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 1/h 1,3; для стыкового однопроходного шва 1/1,5

9. При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна быть защищена от ветра и осадков.

Электроды необходимо хранить в таре в сухом отапливаемом помещении при температуре не ниже 15°С.

Электроды разрешается использовать только после их просушки.

12. 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.

13.К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно перед сваркой в количестве, необходимом на период непрерывной работы сварщика. У рабочего места электроды необходимо

хранить в условиях, исключающих увлажнение (в плотно закрывающейся таре или обогреваемых устройствах). 14. Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться электросварщиками, прошедшими испытания согласно Правилам испытания электросварщиков и газо сварщиков 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.

15.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.

16. К сварке прихваток допускаются сварщики, сдавшие пробные испытания.

17. 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 не завершёнными 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.

18. 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.

19. 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 каждые10°С понижения температуры ниже О'С (погонная энергия, принятая при положительной температуре 10-20°С,принимается за100%);

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.

Рисунок 2.2 Схема сварки кольцевых швов, соединяющих корпуса с днищем:

20. 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.

21. 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.