Дипломный доклад Разработка технологии ремонта РВС-5000
Представляем Вашему вниманию бесплатный образец доклада к диплому на тему “Разработка технологии ремонта РВС-5000”.
Слайд 1
Здравствуйте, уважаемые члены аттестационной комиссии!
Тема моего дипломного проекта – «Разработка технологии ремонта РВС-5000 куб.м. на нефтебазе г. Камбарка».
Слайд 2
Объектом дипломного проектирования является резервуарный парк Камбарской нефтебазы.
Цель дипломного проектирования – разработка технологии ремонта РВС-5000 куб.м. по результатам диагностики.
Слайд 3
Нефтебаза предназначена для приема светлых нефтепродуктов: дизельного топлива, автомобильного бензина марки Регуляр-92 с нефтепродуктопроводов и отгрузки их железнодорожным транспортом.
Поступление нефтепродуктов с нефтепродуктопроводов производится за счет перекачивающих станций, расположенных по трассе нефтепродуктопровода.
На нефтебазе производятся следующие производственные операции:
- прием светлых нефтепродуктов по нефтепродуктопровод
- отпуск дизельного топлива, автомобильных бензинов с помощью автоматизированную систему налива в автоцистерны.
Слайд 4
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.
Слайд 5
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. Размеры резервуара: диаметр 22800 мм, высота стенки 11920 мм.
Слайд 6
При визуальном и измерительном контроле резервуара были выявлены следующие дефекты:
- На внутренней поверхности стенки резервуара 1-го пояса (лист №6,№8) , на высоте 20 мм от уторного сварного шва, имеются отдельные коррозионные язвы размерами до 6 х7 хЗ,6 мм; На основном металле днища имеются коррозионные язвы размерами до 8x8x4,5 мм. Результаты контроля не соответствуют нормам РД 08-95-95, ИТН-93.
Результаты геодезических измерений соответствуют нормам ИТН-93. наружного контура днища не превышает максимально-допустимых величин. Результаты контроля толщины металла методом УЗК соответствуют нормам РД 08-95-95.Величина отклонений образующих стенки от вертикали и разность отметок.
Контроль выполнен согласно: РД 03-606-03.
Оценка качества по нормам: «Правилам технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту», РД 08-95-95, ИТН-93.
Цель контроля: Обнаружение и определение размеров дефектов образовавшихся процессе эксплуатации, при ремонте, изготовлении или монтаже резервуара.
Оборудование: Штангенциркуль ШЦ-1-150-0,1 по ГОСТ 166 зав.№ 4080325, лупа «мерительная ЛИ-4-10″, ГОСТ 25706; шаблон УШС, ТУ 102.338-83; рулетка в закрытом корпусе самосвертывающаяся ЗПКЗ-2АНТ/1, ГОСТ 7502, ультразвуковой толщиномер.
Результаты контроля: При визуальном и измерительном контроле выявлены следующие дефекты:
На внутренней поверхности листов № 6,8- 1-го пояса стенки резервуара, на высоте 20 мм от уторного сварного шва, имеются отдельные коррозионные язвы размерами до 6x7x3,6 мм;
На основном металле днища имеются коррозионные язвы размерами до 8x8x4,5 мм;
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, ИТН-93.Контроль выполнен согласно: Толщиномер ультразвуковой БУЛАТ-1М. Паспорт УАЛТ 012.000.00ПС “.
Слайд 7
На слайде номер 7 представлена технология капитального ремонта резервуара. Каждый из этапов предполагает определенные действия, направленные на устранение выявленных дефектов.
Источник
Клуб студентов «Технарь». Уникальный сайт с дипломами и курсовыми для технарей.
Описание:
Введение
Общая часть
Методы ремонта резервуаров, контроль качества и приемка из ремонта
Общие сведения о рассматриваемом сооружении
Заключения по технической диагностике резервуара РВС-000, выявление дефектов, подлежащих ремонту
Реконструкция резервуара с соблюдением норм
Реконструкция резервуара с целью уменьшения величины потерь нефти от испарения
Расчет потерь нефти при «дыхании»
Реконструкция резервуара для уменьшения потерь нефти (устройство понтона)
Реконструкция резервуара с целью соблюдения противопожарной безопасности
Анализ пожарной опасности на объекте
Разработка стационарной системы пожаротушения и охлаждения резервуара
Описание схемы подслойного пожаротушения резервуара
Расчет огнепреградителей дыхательной арматуры резервуара
Технологическая часть
Разработка технологической карты на устранение повреждений элементов фундаментных конструкций
Техническое задание
Технология и организация выполнения работ
Требования к качеству и приемке работ
Потребность в ресурсах
Технологическая карта на монтаж площадок обслуживания резервуара (кольцевая площадка, площадка люка замерного)
Общие положения
Порядок производства работ
Контроль качества
Техника безопасности при производстве работ
Технологическая карта на выполнение монтажных работ при ремонте стенки резервуара установкой промежуточных колец жесткости
Порядок производства работ
Контроль качества
Ведомость машин и механизмов
Техника безопасности при производстве работ
Экономический раздел (расчет сметной стоимости капитального ремонта резервуара)
Заключение
Список использованных источников
Графическая часть AutoCAD 2012:
Чертеж
1. Общий вид РВС
5000.dwg (ф. А1)
Чертеж
2. РВС с понтоном.dwg (ф. А1)
Чертеж
3. Выбор понтона.dwg (ф. А1)
Чертеж
4. Техкарта стенка.dwg (ф. А1)
Чертеж
5. Площадки.dwg (ф. А1)
Чертеж
6. Схема подслойного пожаротушения.dwg (ф. А1)
Источник
Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта оборудования резервуарного парка (РВС-5000) в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения
Сибирский государственный аэрокосмический университет имени академика М.Ф, Решетнёва «Аэрокосмический колледж»
Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Диплом на тему: «Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта оборудования резервуарного парка (РВС-5000) в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения»
Красноярск 2016
В данном дипломе рассматривается совершенствование системы капитального ремонта днища резервуара РВС-5000 при помощи подъёмно-рычажного механизма.
Графическая часть содержит:
1) Технологическую схему расширения резервуарного парка Юрубчено-Тохомского месторождения
2) Чертёж резервуара РВС-5000
3) Чертёж подъёмно-рычажного механизма
4) Технико-экономические показатели
Содержание:
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Система ТО и Р оборудования резервуарного парка
2. ПАО «ВСНК» и принимаемая на ней система ТО и Р оборудования резервуарного парка
2.1. Общая характеристика деятельности ПАО «ВСНК»
2.2. Система ТО и Р оборудования резервуарного парка на ЮТМ
3. Недостатки системы ТО и Р
ГЛАВА 2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ
1. Существующая система ТО и Р РВС-5000 в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения
2. Техническое предложение по совершенствованию системы ТО и Р
3. Расчёт устройства на прочность
3.1. Распределение сил, действующих на подъёмно-рычажный механизм
3.2. Расчёт подъёмной-рычажной конструкции
ГЛАВА 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
1. Расчет необходимого количества оборудования
2. Расчёт численности персонала и трудоёмкости выполняемых работ
3. Расчёт необходимых материалов
4. Расчёт фондов оплаты труда
5. Экономическая эффективность проекта
ГЛАВА 4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
1. Техника безопасности при эксплуатации оборудования РП
2. Охрана труда на предприятии
3. Мероприятия безопасности труда при выполнении работ по ремонту осадки резервуара при помощи подъёмно-рычажного механизма
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Состав: Технологическая схема, РВС-5000, Спецификация РВС-5000, Изобретение (подъёмно-рычажный механизм), Спецификация изобретения, Технико-экономические показатели, ПЗ
Источник
Капитальный ремонт резервуара РВС 20000 м3 ЛПДС Западный Сургут
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая характеристика резервуара
1.2 Результаты комплексных обследований резервуара
2 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Организация строительной площадки
2.2 Сооружение пандуса
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Ремонт первого пояса стенки РВС
3.2 Ремонт при помощи установки ребер жесткости
3.3 Полная замена полотнища днища
3.4 Контроль качества ремонтных работ, приемка РВС
после ремонта
3.5 Антикоррозионная обработка РВС
3.6 Гидроиспытание резервуара
4 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
4.1 Расчет усилия перемещения оборудования, груза на санях
с подкладными листами волоком
4.2 Расчет усилия перекатывания рулона
4.3 Расчет усилия при перемещении груза на катках
4.4 Расчет усилия сдерживания рулона днища при раскручивании
4.5 Расчет толщины стенки резервуара
5 ОХРАНАТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
5.1 Общие требования
5.2 Техника безопасности
5.3 Обеспечение мер пожарной безопасности
5.4 Требования техники безопасности при работе
с рулонированными металлическими конструкциями
5.5 Техника безопасности при нанесении лакокрасочного покрытия
6 МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОБЛЮДЕНИЮ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА
7 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
7.1 Краткая физико-географическая характеристика
7.2 Климатическая характеристика
7.3 Оценка качества водных ресурсов в зоне НПС
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды,
предусмотренные проектом.
8 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
В настоящее время эксплуатируются наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения и условий эксплуатации можно разделить на следующие типы:
типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары объемом от 100 м3 до 20000 м3;
типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары для эксплуатации в условиях низкой температуры (до 65°С) объемом от 100 м3 до 20000 м3;
сварные вертикальные цилиндрические резервуары с оптимальными размерами 700 м3 до 100000 м3 .
На предприятиях ОАО “Сибнефтепровод” наибольшее распространение получили резервуары РВС-400, РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000.
Запас надежности РВС настолько велик, что известны случаи, когда резервуары безаварийно эксплуатировались более 20 лет:
со 100% браком в 3 монтажных швах стенки по всей высоте;
с браком в заводских горизонтальных швах 1 пояса стенки;
без 1/3 внутреннего уторного шва;
с вырывами металла на 1 поясе стенки до 8 мм;
с прогрессирующими трещинами;
со слоем язвенной коррозии на стенке в районе уторного шва глубиной до 7 мм и т.д.
Следует отметить, что не известно ни одного случая хрупкого разрушения конструкций РВС-10000, РВС-20000, при котором произошло бы полное разворачивание полотнища стенки, за исключением стихийных бедствий, например, при пожаре. Развитие трещины носит вязкий характер, происходит медленно и эксплуатационные службы, при правильной организации наблюдений на объекте, успевают предотвратить аварию.
Все серьезные аварийные ситуации с крупногабаритными резервуарами за последние 10 лет поддаются строгому научному объяснению, поэтому исследования с привлечением статистических методов, позволяющие предсказать возникновение аварийных ситуаций, в настоящее время экономически не целесообразны.
Подавляющая часть выполненных ремонтов сводится к исправлению имеющихся в конструкции РВС дефектов.
К наиболее часто встречаемым дефектам следует отнести:
* дефекты монтажных сварных швов;
* вырывы металла и остатки приварки монтажных приспособлений на первом поясе стенки;
* сквозные отверстия в кровле;
* неравномерная осадка РВС;
* угловатость монтажных швов;
* недопустимые отклонения от вертикали;
* хлопуны на днище;
* хлопуны на стенке РВС, вмятины и выпучины;
* коррозионные повреждения утора и 1 пояса стенки;
* коррозионные повреждения окрайков;
* коррозионные повреждения полотнища днища.
Наибольшая часть выполняемых ремонтов приходится на исправление коррозионных повреждений 1 пояса стенки, окрайки и полотнища днища.
В сложившихся условиях эксплуатации РВС очень важно на этапе промежуточных обследований правильно оценить техническое состояние и определить последовательность вывода резервуаров в капитальный ремонт. Для этих целей на предприятии проводилось обследование методом “Акустической эмиссии”, который в АК “Транснефть” выполняется центром технической диагностики “Диаскан”. Комплексная дефектоскопия выполнена в период с 20 по 25 августа 2010 года. В результате обследования были выявлены дефекты, превышающие требования нормативно-технической документации. Для восстановления эксплуатационной пригодности резервуара необходимо выполнить ремонт.
Проект ремонта разработан на основании задания и отчета по результатам комплексной дефектоскопии.
Состав бригад и потребность в механизмах, приведенные в данном проекте являются рекомендательными и могут изменяться в зависимости от возможностей организации, выполняющей ремонт.
Технические решения, принятые в проекте, соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, обеспечивающих безопасную эксплуатацию объекта.
Список литературы
1. ГОСТ 5264-80. Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.
2. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения свар¬ные. Радиографический метод.
3. ГОСТ 8713-79. Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.
4. ГОСТ 14771-76. Дуговая сварка в защитном газе. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.
5. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Швы сварные. Ме-тоды ультразвуковые.
6. ГОСТ 27.104-84. Надежность в технике. Признаки классифика¬ции отказов и предельных состояний.
7. Инструкция по подъему крупногабаритных резервуаров гидро-домкратами с примененим устройства “ножницы”. Тюмень, 1991г.
8. Комплексная технология применения акустико-эмиссионного и ультразвукового методов неразрушающего конроля при проведении технического диагностирования. ТД 23.056-96. -М.: 1996 г.
9. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышлен¬ности. ППБО-85. -М.: Недра, 1987 г.
10. Правила пожарной безопасности при эксплуатации маги-стральных нефтепроводов. Корпорация “Роснефтегаз” АК “Транснефть”. 1992 г.
11. ”Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов”, Корпорация “Роснефтегаз”, Компания “Транснефть”, 1992 г.;
12. ”Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов”, -М.:”Недра”, 1989 г.;
13. Правила по технической эксплуатации нефтебаз, утверж¬денных Госкомнефтепродуктом СССР 28.12.84.
14. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. М.; Недра, 1988.
15. ППБ-05-86. Правила пожарной безопасности при произ¬водстве строительно-монтажных работ, утвержденные ГУПО МВД СССР по согласованию с Госстроем СССР от 26.02.86.
16. Правила техники безопасности при производстве теплоизоля-ционных обмуровочных и антикоррозионных работ.
17. Правила безопасности при эксплуатации магистральных неф-тепроводов. -М.: Недра, 1989 г.
18. РД-08-95-95. Положение о системе технического диагности-рования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
19. РД 39-1-74-78. Руководство по технологии нанесения защит¬ных покрытий на внутреннюю поверхность резервуаров и технологи¬чес¬ких аппаратов на нефтепромыслах.
20. РД 39-30-968-83. Инструкция по ремонту трубопроводов и резервуаров с помощью полимерных клеевых композиций.
21. РД 39-30-1058-84. Руководство по техническому расследова¬нию отказов, поврежедний технологических объектов магистральных нефтепроводов.
22. РД 39-30-1284-85. Руководство по обследованию и дефекто-скопии вертикальных стальных резервуаров.
23. Рекомендации по определению допустимых неравномерных осадок стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. -М.: МИСИ, 1987 г.
24. СНиП 3.03.01.87. Несущие и ограждающие конструкции. М.: Стройиздат, 1988.
25. СНиП II-2-80. Противопожарные нормы проектирования зда¬ний и сооружений.
26. СНиП II-23-81. Стальные конструкции.
27. СНиП II-106-79. Склады нефти и нефтепродуктов.
28. СНиП III-4-80. Правила производства и приемки работ. Тех¬ника безопасности в строительстве.
29. СНиП III-18-75. Правила производства и приемки работ. Ме-таллические конструкции.
30. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резерву-аров. -М.: Недра, 1973 г. -200 с.
31. Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надеж¬ности в расчетах сооружений. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Стройиздат. -351 с.
32. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструк¬ций. -М.: Машиностроение, 1984. -312 с.
33. Буренин В.А. Исследование влияния неравномерных осадок на напряженно-деформированное состояние стального вертикального цилиндрического резервуара. -Уфа: 1981. -157 с.
34. Буренин В.А. Прогнозирование индивидуального остаточ¬ного ресурса стальных вертикальных резервуаров.. -Уфа: 1994, -270 с.
35. Галеев В.Б. Напряженно-деформированное состояние резер-вуаров, построенных на слабых, переувлажненных грунтах: Тюмень: 1987. 668 с.
36. Галеев В.Б. Эксплуатация стальных вертикальных резервуа¬ров в сложных условиях. -М.: Недра, 1981. -149 с.
37. Гумеров А.Г. Исследование напряженного состояния нефтеза-водских резервуаров при их эксплуатации. -М., 1968 г. -123 с.
38. Иванов Ю.К., Коновалов П.А., Мангушева Р.А., Сотников С.Н. Основания и фундаменты резервуаров. -М.: Стройиздат, 1989.
39. Михайлов Б.К., Гурьянов К.В., Фадеев А.И. Исследование работы вертикального резервуара. -Монтажные и специальные ра¬боты в строительстве. 1985, №2, с. 19-20.
40. Сафарян М.К. Металлические резервуары и газгольдеры. -М.: Недра, 1987. с.144.
Источник
Основы ремонта резервуаров
Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций, которые должны своевременно без качественных и количественных потерь обеспечивать нефтепродуктами многочисленных потребителей, независимо от их географического размещения и климатических условий. Эта большая задача может быть успешно решена при условии непрерывного повышения технического уровня нефтебаз и внедрения передовых методов организации труда.
К системам нефтеснабжения, в том числе и нефтебазам, предъявляются особые требования, основными из которых являются: надежность и бесперебойность доставки нефти потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических сооружений. Выполнение этих требований в полной мере возможно только при высоком уровне надежности оборудования.
1. Причины нарушения прочности резервуаров
Основными причинами нарушения прочности резервуаров при их эксплуатации являются колебания температуры окружающей среды (высокие положительные летом, доходящие до + 50°С, и низкие отрицательные зимой, доходящие до -50°С), гидростатическое давление налитого нефтепродукта, вызывающее горизонтальное (по касательной к окружности резервуара) кольцевое напряжение, неравномерные просадки резервуаров, знакопеременное давление в газовом пространстве, отклонения корпуса от правильной формы цилиндра, дефекты в сварных швах.
Жесткость конструкции стальных сварных резервуаров, которая в сочетании с хрупкостью сталей при низких температурах (даже спокойных сталей) приводит к образованию больших внутренних напряжений в отдельных узлах, особенно в нижних поясах и в месте сопряжения первого пояса с днищем.
Нарушение правил технической эксплуатации резервуаров, например опорожнение или заполнение резервуара нефтепродуктом со скоростью, превышающей максимальную пропускную способность дыхательных клапанов, может вызвать разрушение резервуара.
При монтаже и эксплуатации резервуаров, имеющих большие размеры и малую жесткость, неизбежны отклонения корпуса от правильной геометрической формы в виде выпучин, вмятин или гофр.
Кроме того, на резервуары действуют разрушающе некоторые компоненты нефти и нефтепродуктов (сера и сероводород) и атмосферная влага. Эти вещества, активно взаимодействуя с металлом, вызывают сильный коррозионный износ его. Перечисленные факторы почти во всех случаях действуют на резервуары вместе.
2. Очистка резервуаров от парафина и механических осадков
Один из способов очистки резервуара при ремонте — удаление осадка инжекторами — гидроэлеваторами, для чего осадок предварительно разбивают струей поды под давлением от 5 до 6 кг/см2 и превращают в водную эмульсию. Другой способ — удаление грязи при помощи парового эжектора, который прикрепляют к концу зачистного шланга. В эжектор подают пар под давлением от 6 до 7 кг/см2. Осадок, засасываемый в эжектор, разогревается струей пара, превращается и легко перекачиваемую массу и откачивается па резервуара.
Для очистки резервуаров успешно применяют пожарные пено-генераторы ПГ-50 и ПГ-100 . При подаче воды под давлением до 8 кг/см2 — в генераторе образуется сильный вакуум. Под его действием нефтегрязь поднимается по конусу и далее захватывается сильным потоком поды.
В последнее время для очистки резервуаров применяют различные моющие средства типа МЛ, представляющие композиции синтетических поверхностно-активных веществ с добавками электролитов. Такой метод очистки основан на гидродинамическом и физико-химическом воздействии струи моющего раствора на нефтяные остатки.
В резервуар вводят моечную машину — гидромонитор. Под действием раствора осадок размягчается, уменьшается его сила поверхностного натяжения; получаемую благодаря этому эмульсию откачивают из резервуара. Раствор легко удаляет адсорбированный нефтепродукт и ржавчину с верхних поясов и крыши резервуара, что способствует быстрой дегазации последнего. Резервуары из-под нефти и темных нефтепродуктов очищают горячим (от 45 до 700 С) водным раствором моющего препарата МЛ-2, концентрация которого составляет от 0,15 до 0,35% но весу. Резервуары из-под светлых
3. Очистка резервуаров от парафина и механических осадков
При промывке резервуаров из-под светлых нефтепродуктов холодными растворами результаты получаются лучшие, чем при промывке теплыми. При этом время промывки и потери нефтепродуктов от интенсивного испарения уменьшаются, а очистка протекает в условиях, более безопасных в пожарном отношении.
Для очистки, резервуаров из-под сырой нефти рекомендуется также 0,25% раствор МЛ-22.
Насколько эффективна очистка емкостей препаратами МЛ, видно из того, что после очистки в них можно заливать другие нефтепродукты, а также вести сварочные работы.
Для зачистки резервуаров НИИ Транснефть разработал передвижную установку, смонтированную на трехосном прицепе 2ПП-25-252 грузоподъемностью 25 т. Установка состоит ив центробежных насосов 5Н-5Х2 и 4НФ (фокальный) с приводом от электродвигателей соответственно КО-52-2 и А-51/4, обвязочных и соединительные трубопроводов, зачистного оборудования и струйных подогревателей. Зачистное оборудование в свою очередь состоит из размывающих автоматических машинок РАМ-1 и струйного насоса.
Зачистные машины с раскладывающимися подвесками опускают в резервуар через отверстия, прорезаемые в крыше, а струйный насос наводят в люк-лаз резервуара.
Моющая жидкость в зачистные автоматические машины подается насосом 5Н-5Х2 под давлением от 12 до 16 кг/см2. Расход жидкости составляет от 28 до 32 м3/ч. Жидкость срезает отложения и превращает их в жидкую массу, которая откачивается струйным и затем фекальным насосами.
Представляет интерес установка для очистки резервуаров, применяемая фирмой Active Oil Servise. Все оборудование установки монтируется на шасси автомобиля. Главная часть установки — вакуумный резервуар емкостью 18 м3, изготовленный из листовой стали, рассчитанный на избыточное давление 8 кг/см2 и вакуум до 746 мм водного столба. Давление и вакуум создаются с помощью поршневого двухступенчатою насоса, приводимого в действие от двигателя внутреннего сгорания мощностью 33 л.с.
Очищаемый резервуар соединяют с установкой шлангом диаметром 100 мм, максимальная длина которого не превышает 24 м. Затем создается вакуум и открывается задвижка на всасывающей линии. Осадок засасывается в вакуумный резервуар установки и удаляется из него под давлением.
Наиболее распространенным способом удаления парафиновых отложений из резервуаров путем их взвешивания с помощью веерных сопел (размывающих головок) и последующей откачки вместе е нефтью.[1]
4. Организация планово-предупредительного ремонта резервуаров
Для поддержания резервуаров в технически исправном состоянии проводят планово-предупредительный ремонт, который предусматривает осмотровой, текущий и капитальный ремонты самого резервуара и всего резервуарного оборудования. Планово-предупредительный ремонт резервуаров выполняется с соблюдением календарного графика ремонтов, составленного на основе технического состояния резервуаров, характера работы резервуарного парка отдельных перекачивающих станций и всего трубопровода. Графики ремонтов составляются на год по каждой перекачивающей станции и утверждаются главным инженером нефтепроводного управления.
Финансирование работ по выполнению планово-предупредительного ремонта резервуаров ведется так: затраты, связанные с производством работ по осмотровому и текущему ремонтам, относит к эксплуатационным расходам; капитальный ремонт резервуаров выполняют за счет средств на капитальный ремонт, которые создаются из амортизационных отчислений.
Поэтому для своевременного открытия финансирования работ при капитальном ремонте намеченные к капитальному ремонту резервуары следует включать в титульный список капитального ремонта объектов нефтепроводного управления на предстоящий год. Для выявления ориентировочной стоимости капитального ремонта резервуара составляют предварительную ведомость дефектов, в которой указывают объемы всех предполагаемых ремонтных работ. При планировании ремонта резервуаров следует выявить примерные сроки проведения их с тем. чтобы соответственно координировать работу резервуарных парков всех перекачивающих станций данного трубопровода и выбрать наиболее подходящий режим работы трубопровода и резервуарных парков перекачивающих и наливных станций.[1]
5. Осмотровой и текущий ремонты резервуаров
Осмотровой ремонт резервуара выполняют не реже одною раза в 6 месяцев без освобождения его от нефтепродукта. При этом проверяют техническое состояние корпуса, крышки резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняют также в процессе эксплуатации.
В зависимости от условий эксплуатации и технического состояния резервуаров сроки осмотрового ремонта могут быть сокращены. Поэтому календарный график осмотрового ремонта составляют в каждом конкретном случае с учетом состояния отдельных резервуаров. График ремонта утверждает главный инженер нефтепроводного управления.
Текущий ремонт резервуаров проводят не реже одного раза в 2 года. Как и при осмотровом ремонте, график утверждает главный инженер управления.
В зависимости от характера и объема предполагаемых работ текущий ремонт резервуара можно выполнять с опорожнением его от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, но с заполн
Источник