Стальной вертикальный надземный цилиндрический резервуар объемом 5000м3

СОДЕРЖАНИЕ

      Введение                                                                                                       6

ОБЩАЯ ЧАСТЬ                                                                                           7

1.1 Сведения о стандарте                                                                                  7

1.2 Назначение и область применения резервуара РВС-5000                       8

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                                    9

2.1 Выбор измерительной системы для контроля параметров нефтепродукта в резервуаре                                                                                                                  9

2.2 Ремонт и реконструкция резервуаров                                                       14

3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ                                                                                    21

          3.1 Расчет рвс-5000, на прочность и устойчивость.                                       21

4 Безопаность жизнедеятельности                                                                  25

           СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ                                            26

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.

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС 5000 предназначены для приема, хранения, выдачи нефтепродуктов и воды, а также других жидкостей, в различных климатических условиях.

Резервуары РВС-5000 прежде всего используются для стационарного хранения при добыче, переработке и оптового отпуска нефти и нефтепродуктов.

В зависимости от назначений и климатических условий эксплуатации РВС 5000 изготавливаются из различных марок сталей: малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали.

Резервуары РВС 5000 изготавливаются: в рулонном и полистовом исполнении; со стационарными крышами; с плавающими крышами; с понтоном; с подогревом и утеплением; одностенного или двустенного исполнения.

Основными конструктивными элементами резервуара РВС 5000 со стационарной кровлей являются: стенка, щитовая кровля, днище, лестница, площадки, ограждения, люки и патрубки.

Технология изготовления резервуаров вертикальных предусматривает использование методов рулонирования, полистовой сборки, а также комбинированный метод.

1.1 Сведения о стандарте

1 Разработан закрытым акционерным обществом "Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им.Н.П.Мельникова" (ЗАО "ЦНИИПСК им.Мельникова"), Обществом с ограниченной ответственностью "ГлобалТэнкс Инжиниринг" (ООО "ГТИ"), Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов "Транснефть" (ООО "НИИ Транснефть")

2 Внесен техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"

3 Принят межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 28 июня 2016 г. N 49-2016)

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 августа 2016 г. N 982-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 31385-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации 1 марта 2017 г.

5 ГОСТ 31385-2016 включен в перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений"

1.2 Назначение и область применения резервуара РВС-5000

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-5000 (далее - резервуары) предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем в различных отраслях промышленности и сельского хозяйства. Резервуары РВС-5000 представляют собой металлические сосуды в форме вертикально стоящих цилиндров с плоскими днищами, горловинами и люками для уровнемеров и других средств измерений. Резервуары являются по принципу действия закрытыми, по расположению -- наземными. Заполнение резервуаров продуктом осуществляется через входной патрубок, расположенный в нижней части резервуара, а выдача продукта осуществляется через выходные патрубки расположенные также в нижней части резервуара.

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические (РВС-5000) предназначены для приема, хранения, выдачи нефтепродуктов и воды, а также других жидкостей, в различных климатических условиях.

Резервуар вертикальный стальной РВС - 5000 состоит из цилиндрического корпуса, плоского днища и стационарной крыши (самонесущая коническая крыша, несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила; каркасная коническая крыша, состоящая из элементов каркаса и настила).

Также резервуары вертикальные РВС могут изготавливаться с плавающей крышей или понтоном. Плавающая крыша, находящаяся внутри резервуара РВС на поверхности жидкости, предназначена для сокращения потерь ее от испарения и исключения возможности возникновения взрыва и пожара. Понтон может быть установлен по желанию Заказчика. Резервуары вертикальные стальные РВС-5000 с плавающей крышей должны эксплуатироваться без внутреннего давления и вакуума.

Резервуар вертикальный цилиндрический РВС-5000 имеет антикоррозионное покрытие. В качестве основы используется грунт в два слоя, по которому наносится эмаль.

Теплоизоляция резервуаров может выполняться только на стенке или на стенке и крыше.

В соответствии с ПБ 03-605-03 резервуары имеют стандартную комплектацию. Также по заявке заказчика предоставляем возможность оснащения дополнительным резервуарным оборудованием, включая приборы контроля уровня, дыхательную арматуру, устройства пожарной безопасности, устройство молниезащиты.

оснащение резервуара антикоррозионным покрытием. При охлаждения (подогрева) может секционный подогреватель или рубашка для проточной теплоносителя. Термоизолирующая толщиной до 120 мм для сохранения температурного . В качестве наполнителя рубашки используется или полистовой утеплитель из минеральной , что позволяет достичь теплоизоляционных характеристик.

 

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор измерительной системы для контроля параметров нефтепродукта в резервуаре.

Информационно-измерительные системы резервуарных парков (ИИС РП) реализуют следующие задачи:

- централизованное планирование и управление процессами заполнения и опорожнения отдельных резервуаров и резервуарного парка в целом, внутрипарковые перекачки;

- контроль текущего уровня в резервуарах с оперативным расчетом объема продукта и свободного для приемки объема;

- автоматический технологический учет массы сберегаемого продукта на основании лабораторного определения плотности и многозонных измерений температуры продукта в каждом резервуаре.

На данный момент основной рынок измерительных систем для резервуаров занимают системы иностранных производителей, таких как HTG (США), TRL/2 SAAB (Швейцария), Tank Gauging (Германия), EntisRro (Нидерланды) и многие другие.

Для реализации этих и других функций системы автоматизации РП включают в себя такие подсистемы:

- система учета продукции;

- автоматизированная система предотвращения переливов;

- система контроля утечек через дно резервуара с помощью вакуумных секций;

- система сбора и откачки дренажных стоков; - система автоматического пожаротушения.

Система учета продукции в резервуарных парках «Смарт систем» г. Москва предназначена для решения задач контроля, защиты, сигнализации и управления технологическими процессами по приемке, хранению и откачке продукции в резервуарах.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

- местное и дистанционное измерение уровня, средней температуры и плотности продукции в каждом резервуаре, визуализация этих уровней на АРМ диспетчера;

- расчет и визуализация на АРМ диспетчера следующих параметров:

- объема и массы в каждом резервуаре;

- суммарного объема и массы в резервуарном парке;

- абсолютного времени наполнения;

– опустошения резервуара;

- герметичности каждого резервуара.

- сигнализация предупредительных и аварийных уровней слива продукции в каждом резервуаре;

- отображение состояния (открыта-закрыта, открывается-закрывается или авария) электроприводных задвижок наполнения, опустошения и групповых задвижек;

- дистанционное (с АРМ оператора) и местное (с постов управления возле задвижек) управления задвижками и насосами перекачки;

- контроль состояния датчиков пожара;

- автоматический запуск системы пожаротушения;

- дистанционный контроль степени загрязненности фильтров donaldson или аналогичных по техническим характеристикам - через измерение перепада давления на каждой группе фильтров. Отображение информации на АРМ оператора.

Система функционирует непрерывно круглосуточно как в автоматическом, так и в диалоговом режиме. В автоматическом режиме функционирует отображение и накопление данных реального времени, ведение баланса и формирование отчетов. В диалоговом режиме с помощью интерфейса могут быть вызваны следующие функции:

- просмотр всех необходимых отчетов;

- выходная информация в системе учета может представляться в виде баз данных, видеограм, документов, а также в виде файлов, которые выдаются в другие подсистемы.

Информация с контроллера подсистемы по интерфейсу RS485 поступает на станцию промышленного исполнения АРМ диспетчера. В состав АРМ диспетчера входит система обработки информации, которая обеспечивает выполнение следующих функций:

- визуализацию мнемосхем технологического процесса, согласованных со службами эксплуатации Заказчика;

- измерение, отображение и архивирование необходимых значений технологических параметров;

- визуализацию мгновенных данных в виде графиков (тренды);

- ведение журнала регистрации тревог и событий системы (алармы);

- автоматическое формирование и печать различных форм отчетности, согласованных со службами эксплуатации Заказчика (отчеты);

- расчет необходимых параметров по заданным алгоритмам и формулам.

В зависимости от состава оборудования система обеспечивает ведение товарного учета нефти и нефтепродуктов; постоянный контроль за состоянием резервуарного парка. Система обеспечивает:

- измерение уровня, температуры, давления продукта;

- измерение уровня подтоварной воды;

- сигнализацию предельных уровней при наливе, утечек продукта при хранении;

- вычисление объема, плотности и массы продукта в резервуаре на основе результатов измерений параметров продукта с погрешностью, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р8.595-2002.

Межповерочный интервал – 5 лет. Основой системы являются радарные уровнемеры. На процесс измерения уровня не оказывает влияние состояние газовой среды резервуара, наличие пыли и мелких взвесей, а также сорт продукта: нефть, светлые, темные и вязкие нефтепродукты, сжиженные газы, химические и агрессивные жидкости или гранулированные вещества.

Объем продукта определяется по градуировочной таблице резервуара на основании измерений уровня продукта уровнемером. Масса продукта вычисляется как произведение объема на плотность, приведенных к одной и той же температуре, минус масса балласта.

Система может иметь три измерительных канала:

- канал измерения уровня продукта с использованием радарных уровнемеров;

- канал измерения температуры с использованием многоточечных датчиков температуры;

- канал измерения плотности продукта с использованием датчиков давления.

Одноканальная система зачастую применяется для фиксирования уровня в реакторах нефтехимического производства, резервуарах хранения, и т.д. Двухканальная система (канал фиксирования уровня и температуры продукта)

- это базовый вариант конструкции системы и чаще всего употребляется для рыночного учета нефти и нефтепродуктов.

Трехканальная система (каналы диагностирования уровня, температуры и напора)

- это полностью автоматизированная система рыночного учета нефти и нефтепродуктов.

В данном случае с основной комплектацией системы также применяются датчики давления.

Вычисление массы продукта происходит в реальном периоде времени с учитыванием данных об уровне продукта, его стабильной температуре, и его массивности, устанавливоемой на базе показаний датчика гидростатического напора жидкости (продукта), установленого возле дна резервуара.

В системе используются радарные уровнемеры с разновиднымы типами антенн в зависимости от условий фиксирования. Уровнемеры постоянно излучают частотно-модулированные высокочастотные колебания и имеют большую точность вычисления. Почти идеальная точность вымерения происходит за счет стабилизации электроники и наличия цифрового образца для моментальной поверки уровнемера перед каждым вымерением.

При том на процесс вымерения уровня состояние газовой среды резервуара не оказывает влияние, наличие пыли и незначительных взвесей, а также вид продукта: нефть, темные и клейкие нефтепродукты, конденсированые газы, химические и токсичные жидкости или гранулированные субстанции. Радарные уровнемеры используются в резервуарах разного задач и структур.

Уровнемеры созданы для технологических резервуаров с внутренними структурами или мешалками и для диллерских резервуаров, требующих фиксирования уровня продукта с очень высокой точностью. Уровнемеры с параболической антенной применяют на резервуарах с закрепленной крышей для фиксации уровня нефти и нефтепродуктов. Уровнемеры установлены в наводящих трубах в резервуарах с понтоном или плавающей крышей и на резервуарах со конденсироваными газами под натиском. Они снабжены шаровым клапаном и устройством диагностики, дающим возможность сразу фиксировать смену скорости подачи сигнала в газовом пространстве резервуара зависимо от вида продукта. Для предохранения резервуаров от переполнения используют запасные сигнализаторы уровня. Преобладание этих уровнемеров - присутствие функции автоматизированного контроля их выносливости. Для измерения температуры, плотности продукта и уровня подтоварной воды в комплекте с радарными уровнемерами могут применяться одноточечные или многоточечные термометры сопротивления градуировки, датчики уровня подтоварной воды и датчики гидростатического давления.

Сбор данных о температуре обеспечивают модули, которые подключаются к радарному уровнемеру. В радарном уровнемере электроника сбора данных по температуре размещена непосредственно в самом приборе. К этому уровнемеру может подключаться многоточечный термометр с 6-ю термоэлементами. Стандартное расположение термоэлементов по высоте с 3-х метровым интервалом, при этом нижний элемент располагается на высоте 1 м от дна резервуара. При большем числе термоэлементов многоточечный термометр должен подключаться с использованием модуля сбора данных. Автоматическое измерение плотности продукта в системе обеспечивается датчиками гидростатического давления, которые подключаются к плате аналоговых входов, устанавливаемой в радарном уровнемере. Для резервуаров с плавающей крышей достаточно установки одного датчика давления в нижней части резервуара. Для резервуаров с фиксированной крышей для учета давления в газовом пространстве требуется установка в верхней части резервуара второго датчика давления. При отсутствии датчиков гидростатического давления плотность продукта вводится в систему вручную на основе результатов лабораторного анализа пробы, отобранной из резервуара. Пробу продукта из резервуара отбирают по методике ГОСТ 2517, а замер плотности продукта выполняют ареометром по методике ГОСТ 3900.

Датчики подтоварной воды подключаются также к плате аналоговых входов уровнемера. Датчики используются для контроля раздела «нефтепродукт-вода» и могут монтироваться совместно с многоточечными термометрами или отдельно от них. Устойчивость и непотопляемость при попадании продукта на понтон, жесткость, корродирует в сернистых соединениях, в действующие резервуары монтируют через проемы в кровле используются для контроля раздела «нефть-вода» и монтируются отдельно. Передача информации от датчиков системы в центральный компьютер осуществляется по двухпроводной цифровой полевой шине. Управляет передачей данных полевой коммуникационный модуль. Гарантируется нормальная работа системы при протяженности полевой шины до 4 км. Сетевая поддержка упрощает работу в локальной сети Ethernet.. Обновляемые в реальном времени данные доступны для всех станций сети.

Обработка информации осуществляется посредством специализированного программного пакета, функционирующего на базе персонального компьютера, который в свою очередь связан с системами управления более высокого уровня. Специализированное программное обеспечение – операторский интерфейс – разработано для работы в операционной системе WINDOWS NT(2000). Операторский интерфейс обеспечивает отображение измеренных величин и следующих вычисленных параметров: уровень продукта; средняя температура продукта; температура воздуха; уровень подтоварной воды; текущая плотность; плотность, приведенная к 20°C; объем продукта; объем подтоварной воды; свободная емкость; масса продукта; утечки из резервуара.

В состав базовой комплектации системы входит следующее оборудование:

1. Уровнемеры радарный серии;

2. Модуль дисплейный;

3. Термометр сопротивления многоточечный и одноточечный;

4. Модуль сбора данных;

5.Модуль полевых соединений;

6. Модем полевой шины;

7. Компьютер с программным обеспечением;

8. Программное обеспечение.

В состав дополнительного оборудования системы может входить следующее оборудование: датчик гидростатического давления, датчик давления газового пространства, датчик подтоварной воды. сигнализатор предельного уровня.

2.2 Ремонт и реконструкция резервуаров

Капитальный ремонт или реконструкция резервуара должны выполняться в строгом соответствии с рабочей документацией, разработанной специализированной организацией, имеющей соответствующую лицензию. При текущем и среднем ре­монте резервуаров ремонтные работы должны проводиться в соот­ветствии с технологическими картами, разрабатываемыми соответ­ствующими службами владельца и специализированными органи­зациями, с соблюдением действующих нормативных документов.

Рабочая документация на ремонт (реконструкцию) резер­вуаров разрабатывается на основе заключения по результатам диаг­ностики и должна содержать:

Рабочие чертежи на заменяемые элементы конструкций резер­вуара (проект КМ);

Проект производства работ на ремонт (реконструкцию) резервуара (ППР);

Проект антикоррозионной защиты и производства работ по антикоррозионной защите резервуара;

Программу проведения прочностных испытаний резервуара после проведения капитального ремонта.

При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых кон­структивных элементов должны учитываться требования ПБ 03-605-03

Контроль качества монтажно-сварочных работ при капи­тальном ремонте (или реконструкции) резервуара обеспечивается пооперационным контролем с ведением Журнала установленной формы в соответствии с приложением Г ПБ 03-605-03.

Методы и объемы неразрушающего контроля и критерии приемки сварных соединений должны соответствовать рабочей до­кументации на ремонт (или реконструкцию) резервуара и учиты­вать требования ПБ 03-605-03 и СНиП 3.03.01-87.

Ремонт и замена элементов стенки

Минимальные размеры нового элемента стенки должны составлять 300 мм. Новый элемент может быть круглым, квадрат­ным с закругленными углами или прямоугольным с закругленными углами за исключением случаев, когда заменяется целый лист стен­ки или его часть, равная ширине листа.

Допусти­мо удалять или заменять целые листы стенки или сегменты полной высоты листа стенки вырезкой и переваркой вдоль существующих горизонтальных сварных швов. Перед наложением новых верти­кальных швов существующие горизонтальные швы должны быть прорезаны минимум на 8t от новых вертикальных швов с выполне­нием разделки кромок под последующую сварку, или углы встав­ляемого листа закруглены радиусом 150 мм.

Заменяемый элемент стенки перед установкой в стенку для сварки рекомендуется подвальцовывать по радиусу, указанному в ремонтной документации.

 Перед вырезкой дефектных участков стенки необходимо выполнить ее закрепление исключающее нарушение проектной геометрической формы.

Требования к сварным соединениям

Заменяемые участки стенки должны быть вварены стыко­выми швами с полным проплавлением.

Сварные швы заменяемых листов стенки должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03. Швы в стенке, сваренной вна­хлест, могут быть отремонтированы в соответствии с исходным проектом конструкции.

Для уменьшения сварочных деформаций при вварке ново­го элемента в существующую стенку резервуара требуемая после­довательность операций сварки должна быть приведена в проекте

производства сварочных работ.

 Ремонт сварных швов

Критерии допустимости дефектов сварных соединений приремонте резервуаров должны основываться на требованиях, преду­смотренных ПБ 03-605-03 и СНиП 3.03.01-87.

Недопустимые дефекты, которые подлежат ремонту, долж­ны быть удалены полностью с формированием кромок для сварки.

Величина усиления существующих сварных швов, не удов­летворяющая современным нормам, должна подвергаться исправ­лению в обоснованных случаях.

Подрез сварного шва, считающийся недопустимым в соот­ветствии с требованиями ПБ 03-605-03, должен быть отремонтиро­ван посредством дополнительной наплавки металла с предварительной разделкой места заплавки или их зашлифовкой при глуби­ не подреза менее 0,5 мм.

Места исправления дефектов и повреждений поверхности металла стенки, отремонтированные сваркой, должны быть зашлифованы.

Отремонтированные стыковые швы стенки, а также все со­ единения ремонтных вставок должны быть проконтролированы по всей длине.

Отремонтированные угловые швы в сопряжении стенки с днищем или врезок патрубков в стенку должны быть проконтроли­рованы по всей длине неразрушающим методом контроля.

 

Ремонт и реконструкция патрубков стенки

Конструкция патрубков стенки, их усиливающих листов, а также требования к сварным соединениям должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03.

Новые патрубки стенки (добавленные или замененные) должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03 и п. 6.4.3 дан­ного документа.

Патрубки диаметром больше 50 мм могут быть установле­ны как в существующий лист стенки, так и с использованием встав­ного листа. При этом должны быть выполнены следующие требо­ваниями:

а) Минимальный размер вставляемого листа должен быть равен удвоенному диаметру патрубка или диаметру плюс 300 мм, в зависимости от того, какая из этих двух величин больше, а его толщина определяется по расчету.

б) Когда используются усиливающие накладные листы, мини­мальный размер вставляемого листа должен быть равен разме­ру усиливающего листа плюс 300 мм.

в) Если расчетная толщина вставляемого листа превышает тол­щину стенки, вставляемый лист должен иметь скос кромки по периметру, равный 1:4.

г) Расстояние до существующих сварных швов стенки должно соответствовать фиг.

д) Соединение между вставляемым листом и существующей стенкой должно быть стыковым.

На патрубках, установленных с использованием вставных листов, сварные швы между вставным листом и листом стенки должны быть проконтролированы радиографическим или ультра­ звуковым методом по всей длине.

При реконструкции существующих патрубков заменяемые элементы патрубков должны соответствовать требованиям ПБ 03- 605-03, включая требования на минимальные размеры усиливаю­щих листов и требования на расположения швов.

При установке нового днища резервуара выше существую­ щего может возникнуть необходимость переставить патрубки в нижнем поясе стенки резервуара, т.к. расстояние между сущест­вующими сварными швами вокруг патрубков и новым сварным швом соединения стенки с днищем может не соответствовать тре­бованиям ПБ 03-605-03.

Существующий усиливающий накладной лист может быть подрезан для увеличения расстояния между сварными швами так, чтобы измененные элементы соответствовали требованиям ПБ 03- 605-03. Во избежание повреждения материала стенки ниже усили­вающего листа должны быть приняты специальные меры предосто­рожности. Сварной шов, крепящий часть отрезанного

усиливаю­щего листа, должен быть полностью удален.

Существующий усиливающий лист может быть заменен новым усиливающим листом. При этом сварные швы по периметру старого усиливающего листа и между усиливающим листом и патрубком должны быть полностью удалены.

Существующие патрубки могут быть удалены вырезкой части стенки, содержащей патрубок и усиливающий накладной лист, с последующим поднятием всего фрагмента на необходимый уровень.

Ремонт днищ

Ремонт участка днища резервуара

Критическими зонами для ремонта днища резервуара яв­ляются зона окрайки, зона в пределах 300 мм от стенки и зона в пределах 300 мм от внутреннего края окрайки. В критических зонах запрещена установка заплаток, приварных накладок, за исключени­ем заплавки отдельных широко разбросанных язв, подварки уторного шва, заварки трещин.

Если требуется обширный ремонт днища в зоне сопряже­ния со стенкой, окраечные листы днища должны быть вырезаны и установлены новые листы. При этом должны быть соблюдены сле­дующие требования:

• стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы и свариваются между собой на остающейся подкладке односто­ронними стыковыми швами;

• смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10% толщины листа при плотности прилегания к подкладкам с зазо­ром не более 0,5 мм;

• стыки окраек днища должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от вертикальных сварных соединений первого пояса стенки;

• выступ листов окраек от наружной поверхности стенки резер­вуара должен быть не менее 30 мм, но не более 60 мм;

• нахлест центральной части днища на кольцо окраек должен быть не менее 50мм, но не более 100 мм.

Предельно-допустимые отклонения размеров и формы смонтированного кольца окраек не должны превышать указанных в ПБ 03-605-03.

Днище, в котором выявлены недопустимые размеры хлопунов (вмятин) или складки, следует ремонтировать в соответствии с указаниями ремонтной документации одним из следующих спо­собов:

• резкой по гребню конфигурации хлопунов и поджатие концов полотнища днища к основанию с последующей установкой на­ кладок с закругленными углами (R > 50 мм) с перекрытием ли­нии реза. Нахлест от края линии реза не менее 60 мм;

• в случае образования гофров или складок рекомендуется пол­ная вырезка деформированного участка днища с заменой новы­ми листами, при этом листы свариваются встык на остающихся подкладках, или внахлест величиной не менее 30 мм. Фиксирование хлопунов площадью более 3 м2 путем засыпки пазух грунтовой смесью или цементным раствором не рекомендуется.

Замена днища резервуара

Замена днища резервуара может выполняться двумя спо­собами:

• Сооружение нового днища поверх старого без его удаления.

• Фрагментарная или полная замена листов и окраек днища с со­хранением проектных высотных отметок его расположения.

Требования, которые должны соблюдаться при монтаже днища над существующим днищем, даны ниже.

Пустоты в основании ниже старого днища должны быть заполнены песком, гравием или бетоном.

Между старым и новым днищами должен находиться не вызывающий коррозию материал, песок, гравий или бетон в соот­ветствии с требованиями рабочей документации, а также выполнен гидроизолирующий слой.

Стенка резервуара должна быть прорезана ровным гори­зонтальным резом. Края реза должны быть обработаны, чтобы уда­лить шлак и неровности, оставшиеся после операции резки. Новые окраечные листы днища должны быть выпущены наружу стенки согласно требованиям рабочей документации и ПБ 03-605-03. Гео­метрия сварного соединения днища в сопряжении со стенкой долж­на соответствовать требованиям рабочей ремонтной документации.

Существующие патрубки на стенке должны быть подня­ты, если уровень реза нового днища проходит через усиливающий лист или если не соблюдаются требования по минимальному рас­стоянию между днищем и осью патрубка, а также сварными швами, данные в ПБ 03-605-03.

Профиль нового днища должен соответствовать рабочей документации.

Под опоры плавающей крыши или понтона и их направ­ляющие стойки должны быть установлены новые подкладные лис­ты (при необходимости).

Для резервуаров с понтонами или плавающими крышами опоры могут быть либо приподняты для обеспечения начальной высоты, либо укорочены на величину толщины подсыпки и нового листа днища.

При удалении существующего днища резервуара стенка отделяется от него путем реза параллельно днищу с минимальным расстоянием от шва соединения днища со стенкой. В случае полной замены последовательность установки фрагментов днища и меро­приятия по временной фиксации или усилению уторного узла должны быть разработаны в составе проекта производства работ.

Установка нового днища резервуара после удаления су­ществующего должна соответствовать требованиям ремонтной до­кументации и ПБ 03-605-03, включая требования по расположению сварных швов.

 

Ремонт стационарных крыш

Каркасные конические крыши

Минимальная толщина листов настила крыши при их за­мене должна быть равна 4 мм плюс припуск на коррозию, указан­ный в ремонтной документации. Номинальная толщина листов оп­ределяется расчетным путем на основе требований ПБ 03-605-03.

Силовые конструкции крыши (балки, фермы, колонны и опорное кольцо) должны ремонтироваться и заменяться таким об­разом, чтобы под воздействием расчетных нагрузок напряжения не превышали уровня, определенного в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

Самонесущие бескаркасные крыши

Толщина новых листов крыши должна определяться рас­четом, в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 плюс опреде­ленный припуск на коррозию, указанной в ремонтной документа­

Элементы соединения крыши со стенкой должны отвечать требованиям ПБ 03-605-03.

Ремонт плавающих крыш и понтонов

Ремонт понтонов и плавающих крыш должен проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соот­ветствии с требованиями ПБ 03-605-03.

Замена или добавление основного или вспомогательного элемента затвора должны выполняться в соответствии с рекоменда­циями изготовителя конструкций.

При толщине обода (понтонного кольца) плавающей крыши (понтона) менее 2,5 мм он должен быть заменен новым, толщиной не менее 4,0 мм.

Ремонт и выполнение новых антикоррозионных покры­тий

Ремонт существующих антикоррозионных покрытий и вы­полнение новых антикоррозионных покрытий должны проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соот­ветствии с требованиями СНиП 2.03-11-85 и ПБ 03-605-03.

Работы по антикоррозионной защите внутренней поверхно­сти резервуаров должны выполняться, как правило, после проведе­ния гидравлических испытаний резервуаров.

При выполнении работ по антикоррозионной защите конст­рукционных элементов резервуаров следует соблюдать указания проектной документации по допускаемой температуре и влажности окружающего воздуха с учетом выбранной системы покрытия.

Ремонт фундаментов и восстановление оснований

В процессе диагностирования устанавливается необходи­мость ремонта фундаментов и восстановления основания. По ре­зультатам обследования выполняется рабочий проект и проект про­изводства работ.

В случае просадки или выпучивания грунтов основания производится восстановление насыпи до проектной отметки.

Ленточные фундаменты, кольцевые стенки, плиты, стойки, сваи с признаками разрушения, трещин или общих повреждений должны быть отремонтированы для предотвращения проникнове­ния воды к стальным конструкциям и возникновения коррозии.

Ремонту и восстановлению подлежат все водоотводящие сооружения (отмостки, лотки, крепление откосов насыпи под ре­зервуарами) и защитные дамбы обвалования вокруг резервуара.

3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет РВС-5000 , на прочность и устойчивость.

Исходные данные:

Высота стенки H - 11,9 м.

Диаметр – 22,76 м.

Назначение – для хранение дизельного топлива.

Предварительный выбор номинальной толщины поясов стенки производится в следующем порядке:

1.                 Рассчитываем минимальную расчетную толщину стенки  каждого пояса от гидравлического давления испытательной воды:

,

Где  ;

 м. – высота налива воды при гидравлическом испытании;

2.                 Расчет на прочность осуществляется для расчетной толщины  каждого пояса (без учета припуска на коррозию и минусового допуска на прокат):

Для проверки прочности стенки поясов резервуара пользуются энергетической формулой:

 или

,

 МПа;

Где меридиональное напряжение, МПа (кгс/с);

кольцевое напряжение, МПа (кгс/с);

1 класса -  = 1,2; 2 класса –  = 1,10; 3 класса - = 1,05; 4 класса - 

Меридиональное напряжение  вычисляют для нижней точки пояса по формуле

Где  - вес металлоконструкций выше расчетного сечения, кгс;

 - вес стационарного оборудования выше расчетного сечения, кгс;

;

 - коэффициент надежности по избыточному давлению.

 = 198,7 МПа;

 = 211,3 МПа;

 = 173,6 МПа;

При выполнении проверочного расчета стенки резервуара с понтоном значении  принимаем равным 0.

Кольцевое напряжение  вычисляем для нижнего сечения каждого пояса по формуле

  135,88 МПа;  149,91 МПа; 134,91 МПа;

Проверочный расчет стенки резервуара на устойчивость .

Расчет стенки резервуара на устойчивость заключается в проверке соблюдения условия:

Где 

 –второе (кольцевое) критическое напряжение, МПа (кгс/

 =1,0.

Величину меридионального критического напряжения стенки определяем по формуле:

Где с – параметрический коэффициент, который определяется по формулам:

с = 0,04 + 40 при 400

с = 0,085 -  при 1220

Так как  = 

с = 0,085 – 

тогда

 = 780,3 МПа.

Кольцевое критическое напряжение вычисляем по формуле

Где 

 = 16,52 м.

Тогда

Определим значения 

Значения меридионального напряжения сжатия в данном случае вычисляем для нижней кромки участков стенки с постоянной толщиной по формуле

.

 = 132,1МПа;

 = 135,7МПа;

 = 159,2МПа.

Кольцевое напряжение сжатия в стенке резервуара со стационарной крышей определяем по формуле

.

Тогда

Проверяем условие:

 + =0,998

1-й пояс: условие выполняется;

 + =0,957

2-й пояс: условие выполняется;

 + =0,944

3-й пояс: условие выполняется.

 

4 Безопасность жизнедеятельности

4.1 Безопасность жизнедеятельности

Безопасность жизнедеятельности (БЖД) - область научных знаний, охватывающих теорию и практику защиты человека от опасных и вредных факторов во всех сферах человеческой деятельности, сохранение безопасности и здоровья в среде обитания.  БЖД является составной частью системы государственных, социальных и оборонных мероприятий, проводимых в целях защиты населения и хозяйства страны от последствий аварий, катастроф, стихийных бедствий, средств поражения противника.

Целью освоения дисциплины является формирование профессиональной культуры безопасности, под которой понимается готовность и способность личности использовать в профессиональной деятельности приобретенную совокупность знаний, умений и навыков для обеспечения безопасности в сфере профессиональной деятельности, характера мышления и ценностных ориентаций, при которых вопросы безопасности рассматриваются в качестве приоритетаБЖД изучает среду обитания человека, то есть условия его существования.

Объект изучения – комплекс явлений и процессов в системе «человек – среда обитания», негативно воздействующих на человека и природную среду.

В жизненном цикле человека состояние системы “человек – среда обитания” многовариантно. Наиболее характерными являются системы:

· человек – природная среда (биосфера);

· человек – машина – среда рабочей зоны;

· человек – городская среда;

· человек – бытовая среда и др.

Во всех вариантах системы “человек – среда обитания” постоянным компонентом является человек, а среда обитания определяется его выбором.

Приоритет в формировании и развитии негативных ситуаций практически во всех случаях остается за человеком. Лишь при стихийных бедствиях ему отводится соподчиненная роль.

Для правильного понимания негативных явлений, происходящих в системе “человек – среда обитания”, и достижение условий, обеспечивающих безопасность жизнедеятельности, необходимо изучение элементов, составляющих систему, и явлений, происходящих в ней.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 8732-78 стальные горячедеформированные. Сталь 10 В

2. СНиП III-42-80[22]. « трубопроводы. Правила и приемки », ВСН 012- 89 «Строительство и промысловых трубопроводов. качества и приемка »;

3. ГОСТ «Трубопроводы стальные . Общие требования к от коррозии» и ВСН 008-88 « магистральных и трубопроводов. Противокоррозионная и изоляция».

4. ВСН 011-88 « магистральных и промысловых . Очистка и испытание»;

5. РД 03-484-02 « технической эксплуатации и инструкций по их ремонту», « о системе диагностирования сварных цилиндрических резервуаров для и нефтепродуктов»

6. РД 08-95-95, « по диагностике и остаточного ресурса стальных резервуаров».

7. Н.Н. Борьба с потерями от нефти и . М., Гостоптехиздат, 2015. - 128 с.

8. Нехаев Г. А. и расчёт стальных резервуаров и газгольдеров давления/ Г. А. . - М.: ABC, 2015. - 216 с.

9. Металлические конструкции: курс: Учеб. для . - 7-е изд./ Под ред. Г. С. Веденникова. - М.: , 2013. - 760 с.

10. конструкции. В 3-ч т. Т.2. Стальные зданий и сооружений. ( проектировщика) / Под общ. ред. В. В. Кузнецова ( им. Н. П. Мельникова). - М.: АВС, 2014. - 512 с.

11. Основные по проектированию вертикальных резервуаров и газгольдеров: пособие / Г.А. / Тул. гос. ун-т. - Тула, 2014. - 142.

12. Пектемиров Г.А. Справочник нефтебаз / Г.А. Пектемиров. - М.: научно-т. о системе диагностирования вертикальных цилиндрических для нефти и нефтепродуктов. - М.: ООО «», 2014. - Т. 2. - 621 с.

13. проектировщика: Металлические / Под редакцией Мельникова Н.П./ - М.: литературы по строительству и материалам, г.

14. Сопротивление материалов / Под общ. ред. А. Ф. , - 2-е изд., переработанное. - М.: «Высшая », 2012. - 600 с.

15. Трубопроводный нефти: для вузов: в 2 т. / С.М. Вайншток [и др.]; под общ. ред. С.М. . - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2014. - Т. 2. - 621 с.

16. транспорт нефти: для вузов: в 2 т. / Г.Г. [и др.]; под общ. ред. С.М. Вайнштока. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», - Т. 1. - 407 с.

17. Хранение нефти и : учеб. пособие / под общ. ред. Ю.Д. . - 2-е изд., перераб. и доп. - : Издательство «Вектор », 2013. - 536 с.