Эта статья предлагается к удалению. |
Предположительно, эта страница или раздел нарушает авторские права. |
Эта статья или раздел описывает ситуацию применительно лишь к одному региону (СССР/Россия), возможно, нарушая при этом правило о взвешенности изложения. |
Резервуар вертикальный стальной (РВС) — вертикальная ёмкость, наземное объёмное строительное сооружение, предназначенное для приёма, хранения, подготовки, учёта (количественного и качественного) и выдачи жидких продуктов.
Вертикальные стальные резервуары изготавливают внутренним объёмом 100 — 120 000 м3[1], при необходимости их объединяют в группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, — «резервуарный парк»[2], включающий в себя: резервуары, технологические трубопроводы, насосное оборудование, средства контроля качества товарной продукции, узел учёта отгружаемой продукции, средства пожаротушения и защиты окружающей среды[3].
Вертикальный стальной резервуар на высокой платформе представляет собой водонапорную башню и может использоваться в небольших населённых пунктах для водоснабжения (питьевой воды или поливной на дачах, огородах и теплицах).
РВС предназначены для следующих условий эксплуатации[1][4]:
и другие технологические процессы добычи, транспорта и хранения.
Также используются РВС изотермические для хранения сжиженных газов; баки-аккумуляторы — для горячей воды.
РВС могут быть: цилиндрические, изотермические и баки-аккумуляторы; они различаются: назначением, расположением, материалом изготовления.
Резервуары I-го и II-го класса опасности нормами не допускается изготавливать и монтировать методом рулонной сборки.
Класс опасности (учитывается при назначении):
Согласно ГОСТ 27751, резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов относятся к I (повышенному) уровню ответственности.
Понтон или плавающая крыша — это плавающее покрытие, находящееся внутри резервуара на поверхности жидкости, предназначенное для уменьшения потерь продуктов от испарений[7], улучшения экологической и пожарной безопасности при хранении.
Тип резервуара зависит от классификации нефти и нефтепродуктов (см. ГОСТ 1510) по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре хранения[6]:
РВС изготавливаются из стали разных марок, вертикальные резервуары также изготавливаются из железобетона.
Основные конструкции резервуара:
Окрайки днища резервуара — это утолщённые, по сравнению с центральной частью, листы, располагаемые по его периметру в зоне опирания стенки.
Пояс стенки резервуара — это цилиндрический участок стенки, состоящий из листов одной толщины, при этом высота пояса равна ширине одного листа.
Толщина днища резервуара не рассчитывается и назначается конструктивной для приварки стенок, поскольку гидростатическое давление жидкости воспринимается фундаментной плитой[8].
Стенки резервуара, состоящие из стальных листов одной толщины называются поясами, которые располагают ступенчато, телескопически и встык[8].
В практике резервуаростроения крыши изготавливают по различным стандартам и нормам. Крыша может быть: плоской, каркасной конической, купольной, самонесущей сферической, с понтоном (РВСП) или без, стационарной или плавающей (РВСПК); плавающая крыша может быть однодечной (ПК) и двудечной (ПДК).
Конструкции стационарных крыш подразделяются на следующие основные типы[9]:
Крыши устанавливаются на стропильных перекрытиях (фермах), которые упираются на центральную стойку внутри резервуара или на стенки[8], также крыша может удерживаться лишь по периметру опиранием на стенку резервуара или опорное кольцо. Минимальная толщина настила, а также любого компонента внутренних и внешних элементов каркаса крыш составляет 4 мм, исключая припуск на коррозию.
В XX веке обычно крыша резервуара изготавливалась из стальных листов толщиной до 2,5 мм[8].
На крышу резервуара действуют нагрузки[8]:
Самонесущая коническая крыша, несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила.
Самонесущая сферическая крыша, несущая способность которой обеспечивается вальцованными элементами настила, образующими поверхность сферической оболочки.
Каркасная коническая крыша, близкая к поверхности пологого конуса, состоящая из элементов каркаса и настила.
Купольная крыша, поверхность которой близка к сферической и образуется изогнутыми по радиусу сферической поверхности элементами каркаса и радиальными или иным образом раскроенными листами настила.
Конструкции плавающих крыш применяются если[10]:
Плавающие крыши проектируются так, чтобы при наполнении или опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение её конструктивных узлов и приспособлений, а также конструктивных элементов, находящихся на стенке и днище резервуара[10].
В опорожнённом резервуаре крыша находится на стойках, опёртых на днище резервуара. В рабочем положении плавающая крыша полностью контактирует с поверхностью хранимого продукта. Применение плавающих крыш на поплавках, не контактного типа, не допускается.
Для обеспечения прочности и устойчивости резервуаров, при эксплуатации, а также получения требуемой геометрической формы в процессе монтажа, на стенках резервуаров устанавливаются кольца жёсткости (КЖ)[11]. Типы КЖ[11]:
Кольца жёсткости имеют неразрезное сечение по всему периметру стенки и соединяются встык с полным проплавлением. Установка элементов колец на отдельных участках, в том числе в зоне монтажных стыков стенки рулонируемых резервуаров, нормами не допускается[11].
Соединение колец допускается на накладках[11]. Монтажные стыки КЖ выполняют от вертикальных швов стенки минимум на 150 мм[11]. КЖ располагают на расстоянии не менее 150 мм от горизонтальных швов стенки[11]. КЖ, ширина которых в 16 и более раз превышает толщину горизонтального элемента кольца, имеют опоры, выполняемые в виде рёбер или подкосов. Расстояние между опорами устанавливается не более чем 20 размеров высоты внешней вертикальной полки кольца[11].
При наличии на резервуаре систем пожарного орошения (устройства охлаждения) КЖ, устанавливаемые на наружной поверхности стенки, выполняются конструкцией, не препятствующей орошению стенки ниже уровня кольца[11]. Кольца конструкции, способной собирать воду, снабжаются сточными отверстиями[11].
Заказчиком в составе задания на проектирование предоставляются исходные данные для проектирования металлоконструкций и фундамента резервуара, также Заказчик участвует в контроле за их изготовлением, монтажом и при испытаниях и приёмке резервуара через уполномоченных представителей.
Исходные данные для проектирования, предоставляемые Заказчиком проектировщику[6]:
При непредоставлении полного задания от Заказчика условия эксплуатации принимаются Проектировщиком с учётом положений и требований стандартов, строительных норм и правил и согласовываются с Заказчиком в техническом задании на проектирование[6].
При проектных нагрузках, превышающих приведённые в действующих нормативных документах значения, а также при номинальном объёме резервуара более 120 000 м3 расчёт и проектирование выполняются по специальным техническим условиям (СТУ)[6].
Техническое задание на разработку резервуара определяет необходимые требования на всех этапах создания резервуара (проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж, контроль, испытания и приёмка). Состав технического задания на проектирование следует принимать в форме «Бланка Заказа» в соответствии с нормами[12].
Надёжность резервуара — свойство его конструкции выполнять назначение приёма, хранения и отбора из него продуктов при заданных технической документацией на резервуар параметрах; критерии надёжности: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуаров и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуаров[7].
Основные параметры, обеспечивающие надёжность РВС[6]:
Работоспособность резервуара — состояние, при котором резервуар способен выполнять свои назначения по заданному (поставленному) проектом технологическому режиму без отклонений от параметров, установленных технической документацией, выполненной в соответствии с нормами.
Безотказность работы резервуара — свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе.
Долговечность резервуара и его элементов — свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов.
Ремонтопригодность элементов резервуара — приспособленность элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также их ремонта в период обслуживания до наступления отказа.
Срок службы резервуаров назначается Заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с Заказчиком[13]. Срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров. В конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам.
Общий срок службы резервуаров обеспечивается выбором материала, учётом температурных, силовых и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, оптимальных конструктивных решений металлоконструкций, оснований и фундаментов, допусками на изготовление и монтаж конструкций, способов антикоррозионной защиты и назначением регламента обслуживания[13].
Расчётный срок службы статически нагружаемых резервуаров регламентируется коррозионным износом конструкций.
При наличии антикоррозионной защиты несущих и ограждающих конструкций срок службы резервуара обеспечивается принятой системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы не менее 10 лет, совпадающий со сроком проведения полного технического диагностирования.
При использовании системы антикоррозионной защиты с гарантированным сроком службы менее 10 лет для элементов резервуара, защищённых от коррозии, а также для незащищённых элементов назначается увеличение их толщины за счёт припуска на коррозию.
Расчетный срок службы циклически нагружаемых резервуаров наряду с коррозионным износом регламентируется зарождением малоцикловых усталостных трещин.
При отсутствии трещиноподобных эксплуатационных дефектов расчётный срок службы резервуаров обусловливается угловатостью fi (п. 5 таблицы 12 ГОСТ 31385-2008) вертикальных сварных швов стенки.
Для резервуаров II и III классов опасности (объёмом 5 000 м3 — 50 000 м3) при принятом сроке службы 40 лет и осреднённом годовом числе циклов заполнений-опорожнений резервуара не более 100 (за 10-летний период эксплуатации) усталостная долговечность стенки резервуара будет обеспечена на весь общий срок службы при следующих значениях угловатости:
При режиме нагружения более 100 полных циклов в год для обеспечения усталостной долговечности в течение общего срока службы резервуара определяются расчётом допускаемые значения fi/ti по всем поясам стенки резервуара.
Для резервуаров I и IV классов опасности усталостная долговечность стенки определяется расчётом с учётом конкретных (заданных) условий нагружения и фактических отклонений формы стенки по поясам.
На основании результатов испытаний уточняется режим эксплуатационного нагружения (максимальный и минимальный уровни налива продукта, частота нагружения) и срок службы резервуара.
Срок службы резервуара обосновывается выполнением требований нормативных документов по регламенту обслуживания и ремонта, включающего в себя диагностирование металлоконструкций, основания, фундамента и всех видов оборудования, обеспечивающего его безопасную эксплуатацию.
Категория условий эксплуатации зависит от температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учётом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.[14]
Эксплуатация резервуаров осуществляется в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утверждённой руководителем эксплуатирующего предприятия[13].
Общий срок службы резервуара должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости)[13]. Периодичность частичного или полного диагностирования зависит от особенностей конструкции и конкретных условий эксплуатации резервуара[13]. Полное техническое диагностирование резервуаров проводится с интервалом не более 10 лет; конкретные сроки назначаются экспертной организацией[13].
Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя[13]:
Первое частичное диагностирование проводится[13]:
1 — клапан дыхательный совмещённый КДС,
2 — клапан дыхательный механический КДМ,
3 — клапан аварийный АК,
4 — совмещённый механический дыхательный клапан СМДК,
5 — клапан дыхательный механический КДМ-50,
6 — патрубок вентиляционный ПВ,
7 — люк замерный ЛЗ,
8 — люк монтажный ЛМ,
9 — люк световой ЛС,
10 — генератор пены средней кратности ГПСС,
11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП,
12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ,
13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР,
14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1,
15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ,
16 — хлопушка ХП,
17 — приёмораздаточное устройство ПРУ,
18 — кран сифонный КС,
19 — люк-лаз ЛЛ,
20 — приёмораздаточный патрубок ПРП.
Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Проект «Оборудование резервуара» выполняется специализированной проектной организацией (Генеральным проектировщиком)[15]. Оборудование должно обеспечивать надёжную эксплуатацию резервуара и снижение потерь нефти и нефтепродуктов.
Резервуары, в зависимости от назначения и степени автоматизации, с учётом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов или других жидких сред оснащаются[15][3]:
Обычно местное измерение уровня и температуры не предусматривается для объектов, на которых выполняется комплексная диспетчеризация технологических процессов в резервуарном парке с организацией централизованного контроля из пункта управления[15].
При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня предусматриваются переливные устройства, соединённые с резервной ёмкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного[15].
Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий[15].
Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов[14].
Резервуары, заполняемые зимой нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются дыхательными клапанами[14]. Установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные запрещена[14].
Данная страница на сайте WikiSort.ru содержит текст со страницы сайта "Википедия".
Если Вы хотите её отредактировать, то можете сделать это на странице редактирования в Википедии.
Если сделанные Вами правки не будут кем-нибудь удалены, то через несколько дней они появятся на сайте WikiSort.ru .