WWW.NEW.PDFM.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Собрание документов
 

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Сооружение и ремонт ...»

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический университет»

(УГТУ)

Сооружение и ремонт резервуарных

парков, терминалов и газохранилищ

Учебное пособие

Ухта, УГТУ, 2014

УДК 622.691.24.073 (075.8)

ББК 33.362.08 я7

С 63

С 63 Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ

Текст] : учеб. пособие / Н. С. Вишневская, Е. В. Исупова, Е. Е. Яворская, А. И. Попова – Ухта : УГТУ, 2014. – 126 с .

ISBN 978-5-88179-856-7 Учебное пособие состоит из двух частей. В первой части пособия рассмотрены вопросы строительства резервуарных парков, терминалов и хранилищ, включая все этапы строительства данных объектов. Приведена также технология рулонирования и полистовой сборки конструкций резервуара .

Во второй части представлен материал, связанный с ремонтом резервуарных парков, терминалов и хранилищ. Приведены некоторые вопросы, связанные с зачисткой резервуаров .

Учебное пособие предназначено для проведения лекционных и практических занятий, самостоятельного изучения студентами дисциплины «Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ» для направления подготовки «Нефтегазовое дело»

профиль – «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (академический бакалавриат) .

Работа выполнена в рамках реализации проекта по подготовке высококвалифицированных кадров для направления подготовки «Нефтегазовое дело» (Программа «Кадры для регионов») .



УДК 622.691.24.073 (075.8) ББК 33.362.08 я7 Содержание издания согласовано с техническим отделом АО «Транснефть-Север»

(начальник отдела – В. Т. Фёдоров) .

Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом Ухтинского государственного технического университета .

Рецензенты: Е. И. Крапивский, профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа национального минерально-сырьевого университета «Горный», академик РАЕН, д.г-м.н.;

И. Б. Головизин, первый заместитель генерального директора ООО «Ростехконтроль»;

В. Т. Фёдоров, начальник отдела АО «Транснефть-Север», к.т.н .

Научно-методический редактор: В. Е. Кулешов, проректор по научной работе и инновационной деятельности УГТУ, доцент, к.т.н .

© Ухтинский государственный технический университет, 2014 © Вишневская Н. С., Исупова Е. В., Яворская Е. Е., Попова А. И., 2014 ISBN 978-5-88179-856-7 СОДЕРЖАНИЕ  Обозначения и сокращения

Рекомендации по изучению дисциплины

Введение

ЧАСТЬ 1. СООРУЖЕНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ, ТЕРМИНАЛОВ

И ХРАНИЛИЩ

Глава 1. Общие сведения по транспорту нефти

1.1 Физические свойства нефти

1.2 Резервуары и резервуарные парки

1.3 Способы монтажа резервуаров

1.4 Сооружение газгольдеров

1.5 Сооружение подземных хранилищ газа

1.6 Расчёт конструкций резервуара

Глава 2. Виды фундаментов резервуаров

2.1 Фундаменты резервуаров на естественном основании

2.2 Основные сведения о технологии производства

2.3. Основное оборудование резервуара

Глава 3. Расчётно-конструктивная часть

3.1 Исходные данные для расчёта и конструирования

3.2 Расчёт стенки вертикального резервуара

3.3 Расчёт нижнего узла резервуара объёмом 50 000 м3

3.4 Расчёт плавающей крыши

Глава 4. Технология строительных и монтажных работ

4.1 Определение номенклатуры и объёмов внутриплощадочных подготовительных и основных строительно-монтажных работ

4.2 Ведомость трудовых затрат и машино-смен на подготовительные и основные строительно-монтажные работы

4.3 Выбор монтажного крана. Определение исходных данных

4.4 Краткое описание методов производства работ

4.5 Монтаж днища

4.6 Монтаж стенки

4.7 Сварка стенки

4.8 Монтаж плавающей крыши

4.9 Монтаж ветрового кольца жёсткости

4.10 Испытания и приёмка резервуаров

4.11 Техника безопасности

Глава 5. Организация, планирование и управление в строительстве

5.1 Краткое описание разработанного сетевого графика с анализом его техникоэкономических показателей

5.2. Расчёт потребности во временных зданиях и сооружениях

Глава 6. Стандартизация и контроль качества

6.1 Мероприятия по охране труда и технике безопасности

6.2 Подготовительные мероприятия

6.3 Подготовка площадки

6.4 Производство земляных работ

6.5 Монтажная площадка

6.6 Производство монтажных работ

6.7 Производство огневых работ

6.8 Гидроиспытания

6.9 Охрана окружающей среды

ЧАСТЬ 2. РЕМОНТ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ, ТЕРМИНАЛОВ И ХРАНИЛИЩ .

........ 99  Глава 1. Методы ремонта резервуаров

1.1 Классификации методов ремонта резервуаров

1.2 Способы ремонта резервуаров путём их подъёма или опускания

Глава 2. Перечень работ по зачистке резервуара

2.1 Технология размыва донных отложений в резервуаре перед выводом из эксплуатации

2.2 Вывод резервуара из эксплуатации

Список рекомендуемой литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

ГЛОССАРИЙ

Безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе .

Вид нефтепродукта – совокупность нефтепродуктов, входящих в одну марку, но имеющих разные значения по одному из показателей качества Государственного стандарта (бензин летний, бензин зимний, дизельное топливо летнее, дизельное топливо зимнее, дизельное топливо специальное и т. п.) .

Воздействие – действие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния резервуара, например: конструктивное, технологическое, климатическое, сейсмическое и др .

Геометрический объём резервуара – величина объёма, определяемая произведением поперечного сечения резервуара на высоту его стенки .

Группа нефтепродуктов – совокупность нефтепродуктов, входящих в один тип, имеющих сходные свойства и область применения (бензин, дизельное топливо, печное топливо, керосин, топливо для реактивных двигателей и др.) .

Долговечность резервуара и его элементов – свойство конструкции сохранять во времени заданные качества в определённых условиях при установленном режиме эксплуатации без разрушения и деформаций с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонта .

Зумпф – в шахтных хранилищах – углубление в почве выработки – ёмкости для аккумуляции хранимого продукта и воды, где располагаются погружные насосы или всасывающие патрубки непогружных насосов .

Капитальный ремонт резервуара – комплекс мероприятий по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с заменой или восстановлением элементов конструкций резервуара и оборудования с выводом резервуара из эксплуатации и зачисткой .

Класс опасности резервуара – степень опасности (риска), возникающая при достижении предельного состояния резервуара, для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, экологической безопасности окружающей среды .

Конструкции резервуара – элементы, выполняющие несущие, ограждающие, совмещённые (несущие и ограждающие) и вспомогательные функции .

Конструкция резервуара сейсмостойкая – конструкция резервуара, способная противостоять сейсмическим воздействиям без потери эксплуатационных качеств .

Корпус резервуара – соединённые между собой стенка и днище резервуара, образующие сосуд в форме стакана, в котором содержится хранимый продукт .

Максимально допустимый уровень нефти – предельный уровень заполнения резервуара нефтью .

Минимально допустимый уровень нефти – предельный минимальный уровень нефти в резервуаре, уменьшение которого приведет к нарушению технологического процесса перекачки или налива .

Надёжность резервуара – свойство его конструкции выполнять назначение приёма, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных технической документацией на резервуар параметрах. Критериями надёжности резервуара считаются: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуара и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуара .

Несущие конструкции – конструкции, воспринимающие нагрузки и воздействия и обеспечивающие прочность, жёсткость и устойчивость резервуара .

Несущая способность – свойство конструкции резервуара или её элемента воспринимать, не разрушаясь, различные виды нагрузок и воздействий .

Нефтехранилище (нефтебаза, нефтетерминал) – промышленный объект для хранения нефти и нефтепродуктов. Нефтехранилище может быть распределительным или перевалочным, а также перевалочно-распределительным .

Как правило, такое хранилище представляет собой резервуары, расположенные на земле и/или под землей, а также платформу для приема/отгрузки хранящихся продуктов на транспорт (ж/д цистерны, автоцистерны, танкеры и пр.) или в нефтепровод .

Номинальный объём резервуара – условная округленная величина геометрического объёма, принимаемая для идентификации резервуара при расчётах:

– оптимальных габаритов резервуара (диаметра и высоты стенки);

– компоновки и вместимости резервуарных парков;

– количества установок пожаротушения и охлаждения резервуара;

– прочности и устойчивости конструкций резервуара (в соответствии с назначенным классом опасности резервуара) .

Норма запаса нефтепродукта – объём нефтепродукта, создаваемый на нефтебазе для бесперебойного снабжения потребителей в течение расчетного периода. С учётом коэффициента использования ёмкости резервуаров является расчётной вместимостью (ёмкостью) резервуарного парка (резервуара) .

Нормативный срок службы резервуара – назначенный срок безопасной эксплуатации, в течение которого резервуар не достигнет предельного состояния при выполнении необходимого регламента обслуживания и ремонтов .

Окрайки днища резервуара – утолщённые, по сравнению с центральной частью, листы, располагаемые по периметру днища в зоне опирания стенки .

Опасные условия эксплуатации – обстоятельства, выявленные при эксплуатации резервуарного парка или при проведении обследований резервуаров и их оборудования, которые позволяют сделать объективный вывод о возможности возникновения аварий или аварийной утечки .

Основание резервуара – грунтовая подушка, на которую устанавливается резервуар (искусственная часть основания) и грунтовый массив (естественная часть основания), деформации которых учитываются при вычислении осадок и вертикальных коэффициентов жёсткости основания .

Плавающая крыша – конструкция, служащая для предотвращения испарения продукта в резервуаре, не имеющем стационарной крыши, плавающая на поверхности хранимого продукта и закрывающая зеркало продукта по всей площади поперечного сечения резервуара .

Полезный объём резервуара – величина объёма, определяемая наливом продукта на высоту верхнего рабочего уровня. Для резервуаров с плавающей крышей (понтоном) расчёт величины полезного объёма должен учитывать уменьшение объёма за счёт погружения плавающей крыши (понтона) в продукт .

Понтон – конструкция, служащая для предотвращения испарения продукта в резервуаре со стационарной крышей, плавающая на поверхности хранимого продукта и закрывающая зеркало продукта по всей площади поперечного сечения резервуара .

Пояс стенки резервуара – цилиндрический участок стенки, состоящий из листов одной толщины. При этом высота пояса равна ширине одного листа .

Работоспособность резервуара – состояние, при котором резервуар способен выполнять свои назначения по заданному (поставленному) проектом технологическому режиму без отклонений от параметров, установленных технической документацией .

Расчётный срок службы резервуара – срок безопасной эксплуатации до очередного диагностирования или ремонта, в течение которого резервуар не достигнет предельного состояния .

Резервуар (вертикальный цилиндрический) – наземное строительное сооружение, предназначенное для приёма, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов, состоящее из днища, вертикальной цилиндрической (в плане) стенки, крыши; оборудованное люками, патрубками .

Резервуар – сооружение, предназначенное для приёма, хранения, отпуска и учёта нефти и нефтепродуктов (далее нефти) .

Резервуарный парк – группа (группы) резервуаров, предназначенных для приёма, хранения и откачки нефти и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами – при подземных резервуарах .

Резервуар подземный – система горных выработок в непроницаемых породах, оборудованная для закачки, хранения и выдачи жидкостей и газов и состоящая из вскрывающих, вспомогательных горных выработок и выработокмкостей .

Резервуар бесшахтный в каменной соли и многолетнемёрзлых породах – резервуар, выработка-ёмкость которого создаётся через обсаженную буровую скважину, оборудованную подвесными колоннами, путём растворения или теплового разрушения вмещающих пород .

Резервуар шахтный – резервуар в породах, выработки которого сооружаются буровзрывным, комбайновым или щитовым способами проходки .

Ремонтопригодность элементов резервуара – приспособленность элементов к удобному и быстрому осуществлению технологических операций при ремонте, обслуживании и техническом диагностировании .

Страховой запас нефтепродуктов – дополнительный запас нефтепродуктов в процентах от текущего запаса, учитывающий колебания фактического потребления нефтепродуктов и гарантирующий обеспеченность нефтепродуктами в непредвиденных случаях .

Термостабилизация грунтов – комплекс инженерных решений в конструкции основания РВС и организационных мероприятий, направленных на исключение теплового влияния резервуаров на грунты, на сохранение грунтов в мёрзлом состоянии, как в процессе строительства, так и в течение всего периода эксплуатации РВС .

Текущий запас нефтепродуктов – количество нефтепродуктов, необходимое для бесперебойного обеспечения потребителей в расчётный период между очередными поставками в условиях неравномерности поставок и потребления .

Текущий ремонт резервуаров – работы по восстановлению техникоэксплуатационных характеристик с заменой отдельного оборудования без зачистки резервуара .

Техническое диагностирование – комплекс работ по определению технического состояния конструкций резервуара и пригодности его элементов к дальнейшей эксплуатации .

Техническое использование резервуаров по назначению – комплекс мероприятий по контролю и поддержанию режимов работы магистрального нефтепровода, а также по обеспечению измерений количества нефти .

Техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков – работы по поддержанию работоспособности резервуаров и резервуарных парков .

Технологический уровень нефти – уровень, позволяющий вести откачку нефти из резервуара без изменения режима перекачки до минимально допустимого уровня в течение времени, необходимого для выяснения причин и ликвидации простоев, связанных с отказом технологического оборудования, средств КИП и А на приёмном участке нефтепровода, а также вывода этого участка на необходимый режим перекачки .

Тип нефтепродукта – совокупность нефтепродуктов одинакового функционального назначения (топливо, масло, смазка, битум) .

Транспортный цикл поставок нефтепродуктов – время пробега цистерн в порожнем и гружёном состоянии в сутках, затраченное на выполнение всего цикла операций одной и той же цистерной между двумя последовательными погрузками (наливом) .

Устойчивость положения резервуара – способность конструкции и её элементов противостоять усилиям, стремящимся вывести его из исходного состояния статического равновесия .

Фронт слива или налива нефтепродуктов – сливо-наливные устройства и сооружения в совокупности с железнодорожными путями .

Дегазация – снижение концентрации паров углеводородов .

Донные отложения – осадок в резервуаре, состоящий из нефти и нефтепродуктов, парафина, механических примесей (грунт, песок, окалина, ржавчина) и подтоварной воды .

Зачистка резервуара – комплекс технологических операций по удалению с внутренней поверхности резервуара остатков нефти (нефтепродуктов) и донных отложений .

Минимально возможный уровень нефти – уровень нефти (нефть и донные отложения), установившийся неизменным при откачке резервуара (ёмкости) зачистным насосом .

Нефтешлам – твёрдые отложения, состоящие из механической субстанции (грунт, песок, окалина, ржавчина) и углеводородов (в том числе парафинов), с содержанием массовой доли углеводородов до 15% .

Нормативный уровень донных отложений – уровень донных отложений не более 200 мм для резервуаров с трубной системой размыва и 20 мм для резервуаров с системой размыва типа «Диоген» .

Орган строительного контроля – юридическое лицо, имеющее соответствующее свидетельство о допуске к работам по строительному контролю, выдаваемое саморегулирующей организацией, а также обладающее соответствующим опытом, оборудованием и квалифицированным персоналом для осуществления строительного контроля (технического надзора) за качеством строительства, работ на объекте, с которым заключён соответствующий контракт (договор) .

Паспорт отходов – документ, удостоверяющий принадлежность отходов к отходам соответствующего вида и класса опасности, содержащий сведения об их составе (в том числе процентное содержание углеводородов в составе нефтешламов) .

Предельно допустимая пожарная нагрузка – пожарная нагрузка, соответствующая максимально допустимой толщине плёнки горючего вещества (нефти, нефтяных осадков, смывок) на поверхности резервуара, которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания (удельное количество отложений (остатков) для резервуаров ОАО «АК «Транснефть» – 0,1 кг/м2) .

Региональный орган строительного контроля – подразделение органа ТН (филиал, служба или участок ТН), осуществляющий строительный контроль (технический надзор) на объекте строительства .

Строительный контроль (технический надзор) – процедура проверки качества работ, выполняемых подрядчиками по зачистке резервуара от нефтепарафиновых отложений на объектах строительства ОАО «АК «Транснефть», с определением соответствия выполненных работ требованиям нормативных документов и проектным решениям, содержащимся в проектной документации .

Твёрдые отложения – донные отложения, не поддающиеся размыву и откачке, расположенные на днище резервуара, состоящие из механических примесей (грунт, песок, окалина, ржавчина), нефти и нефтепродуктов .

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АДПМ – агрегат для депарафинизации передвижной модернизированный;

АСВ – аппарат сжатого воздуха;

ВЗО – взрывоопасное оборудование;

ГПСС – генератор пены средней кратности стационарный;

ГУ МЧС России – главное управление Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;

ГУС – газоуравнительная система;

ДВС – двигатель внутреннего сгорания;

ДПД – добровольная пожарная дружина;

ДЭС – дизельная электрическая станция;

ЖБР – железобетонный резервуар;

ЖБРП – железобетонный резервуар прямоугольной формы;

ЖБРПА – железобетонный резервуар с понтоном и алюминиевой купольной крышей;

ЖБРПК – железобетонный резервуар с плавающей крышей;

ИТР – инженерно-технический работник;

КЗ – короткое замыкание;

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КНП – камера низкократной пены;

Компания – ОАО «АК «Транснефть»;

ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;

МПР РФ – Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ОАСУ ТП – отдел автоматизации систем управления технологическим процессом;

ООТ – отдел охраны труда;

ОПБ и ПК – отдел промышленной безопасности и производственного контроля;

ОС – очистные сооружения;

ОСТ – организации системы «Транснефть»;

ОЭН – отдел эксплуатации нефтепроводов;

ПАВ – поверхностно-активные вещества (биологически разлагаемые);

ПДВК – предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

ПДПН – предельно допустимая пожарная нагрузка;

ПДК – предельно допустимая концентрация;

ПК – плавающая крыша;

ПКУ – передвижная котельная установка;

ПМТ – полевой магистральный трубопровод;

ПНБ – перевалочная нефтебаза;

ППР – проект производства работ;

ППУ – передвижная паровая установка;

ПРП – приёмо-раздаточный патрубок;

ПРУ – приёмо-раздаточное устройство;

ПТЭЭП – правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

ПШ – противогаз шланговый;

ПШ-1 – противогаз шланговый (длина шланга 10 м);

ПШ-2 – противогаз шланговый с принудительной подачей воздуха;

РВС – резервуар вертикальный стальной;

РВСП – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей и понтоном;

РВСПА – резервуар вертикальный стальной с понтоном и алюминиевой крышей;

РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РД – руководящий документ;

РНУ – районное нефтепроводное управление;

Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору;

РФ – Российская Федерация;

СБ – служба безопасности;

СВП – ствол водяной пожарный;

СИЗ – средства индивидуальной защиты;

СИЗ ОД – средства индивидуальной защиты органов дыхания;

СК – строительный контроль;

СКС – система контроля и сигнализации устройства «Диоген»;

СПВК – стационарная система размыва донных отложений, состоящая из трубной разводки и размывающих сопел;

СПО (СПБ) – служба пожарной охраны (служба пожарной безопасности);

СРТ – сборно-разборный трубопровод;

СЭН – служба энергонадзора ОСТ;

ТБО – твёрдые бытовые отходы;

ТМС – технические моющие средства;

ТН – технический надзор;

ТО – техническое обслуживание;

ТТО – товаро-транспортный отдел;

УЗО – устройство защитного отключения;

УМН – управление магистральных нефтепроводов;

УОЭО – участок обслуживания электрооборудования;

ФПС МЧС России – федеральная противопожарная служба Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;

ЩРСП – щит распределительный строительной площадки;

ЩСУ – щит станции управления;

ЩУ – щит управления;

ЭБ и РП – экологическая безопасность и рациональное природопользование;

ЭХЗ – электрохимическая защита;

P – давление .

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ДИСЦИПЛИНЫ

Цель преподавания дисциплины:

а) дать студентам целостное представление о резервуарных парках, терминалах и хранилищах;

б) познакомить с современными способами сооружения и ремонта резервуарных парков, терминалов и хранилищ;

в) предоставить общие сведения об основаниях и фундаментах, материалах, конструкциях и оборудовании резервуарных парков, терминалов и хранилищ .

Изучить задачи:

а) методики расчёта естественных оснований, гибких фундаментов, оснований из свай-стоек и из висячих свай;

б) основные положения по расчёту и конструированию резервуарных парков, терминалов и хранилищ;

в) методы сооружения и ремонта резервуарных парков, терминалов и хранилищ .

–  –  –

Студент должен:

знать:

а) типовые конструкции стальных резервуаров, хранилищ нефти и газа;

б) технологию сооружения резервуарных парков, терминалов и хранилищ .

ВВЕДЕНИЕ Важнейшая роль трубопроводного транспорта при поставках углеводородного сырья на отечественные предприятия, в страны ближнего и дальнего зарубежья очевидна и является предметом не только научных и экономических исследований, но и политических в том числе .

Степень надёжности трубопроводного транспорта во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливноэнергетическими ресурсами .

Современная структура технологии добычи, транспортировки и переработки нефти и структура потребления нефтепродуктов предопределяют необходимость хранения этих продуктов в резервуарах. Нефть хранят в резервуарных парках на промыслах, нефтеперекачивающих станциях, сырьевых парках нефтеперекачивающих станций, в сырьевых парках нефтеперекачивающих заводов или в резервуарных парках крупных экспортных нефтебаз;

нефтепродукты – в резервуарах товарных парков нефтеперерабатывающих заводов, в резервуарных парках перекачивающих станций нефтепродуктопроводов и сети нефтебаз .

В связи с увеличением добычи и переработки нефти в России с каждым годом требуется значительное расширение резервуарного парка. Резервуарный парк (РП) расширяется как путём создания новых, более экономичных резервуаров, так и путём увеличения их вместимости .

Накопленный к настоящему времени опыт эксплуатации стальных резервуаров, предназначенных для хранения значительных объёмов нефти и нефтепродуктов, диктует необходимость более детального изучения условий работы, наиболее широко применяемых в системе транспорта нефти и нефтепродуктов резервуаров низкого давления, получивших название резервуаров вертикальных стальных (РВС) .

Быстрый рост нефтяной промышленности требует соответственного развития резервуаростроения. Многообразие нефтей и нефтепродуктов, особенности их свойств и условий хранения вызывают необходимость иметь ёмкости разных типов и назначений, удовлетворяющих требованиям индустриальности сооружения, экономичности, рациональности и удобств, при эксплуатации .

Стальные резервуары широко применяются по всему миру. Номенклатура этих резервуаров весьма значительна .

К настоящему времени накопился значительный опыт проектирования, строительства и эксплуатации стальных резервуаров новых типов: для хранения нефтепродуктов под повышенным давлением, резервуаров с плавающими и дышащими кровлями и др .

Применение плавающих крыш в стальных резервуарах резко сократило потери нефти и нефтепродуктов от испарения .

Резервуар с плавающей крышей состоит из днища, корпуса и плавающей крыши с уплотнением. Днище резервуара укладывается на песчаную подушку, покрытую сверху слоем гидрофобного грунта .

С увеличением ёмкости резервуаров особое значение при строительстве приобретает вопрос выбора типа основания, так как нагрузка на основание достигает в больших резервуарах 2,0-2,5 кГс/см .

Большое внимание уделяется также обеспечению защиты грунтовых вод от загрязнения нефтью .

Одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей является дренажная система, предназначенная для отвода в канализацию дождевых вод с поверхности крыши. Для обеспечения стока воды с поверхности крыши ей придаётся постоянный уклон к центру, где устанавливается водоприёмник. Дренажная система подсоединена к патрубку, приваренному к нижней части первого пояса стенки резервуара .

Применяются дренажные системы двух типов:

- гибкой конструкции – из прочного толстостенного рукава, изготовленного на основе синтетического каучука;

- жёсткой конструкции – из стальных труб, соединённых между собой шарнирными устройствами .

Широкое применение новых методов монтажа позволило значительно увеличить темпы строительства ёмкостей. Полотнища стенки резервуара и днища в заводских условиях собирают и сваривают, а затем сворачивают в рулоны и доставляют в таком виде к месту установки, где рулоны разворачивают .

Заводская автоматическая сварка под слоем флюса позволила обеспечить высокую прочность и плотность соединений. В условиях монтажной площадки на стенке резервуара и на днище выполнялось минимальное количество швов .

В связи с увеличением ёмкости резервуаров росла и толщина стенки резервуара, превысив 18 мм – предельную толщину стенки при сворачивании рулонов .

Возникла необходимость выполнения сборки и сварки стенки резервуара из отдельных листов, полистовая сборка стенки резервуара .

Это возможно только при применении индустриальных методов производства монтажа и контроля непосредственно на строительной площадке. А именно: выполнение монтажа и подгонки стыков с высокой точностью, применение автоматической и полуавтоматической сварки стыков, тщательное соблюдение технологических режимов, пооперационный тщательный контроль качества работ .

Для хранения нефти и нефтепродуктов используют резервуары самых разнообразных конструктивных решений, в основном стальные и железобетонные, наиболее распространён стальной цилиндрический вертикальный резервуар. Стальные резервуары в отличие от аналогичных железобетонных имеют меньшие стоимость строительства и трудоёмкость. Однако они сравнительно металлоёмки и подвержены коррозии .

При разработке конструкций резервуаров необходимо добиваться повышения прочности и долговечности, а также снижения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения .

При проектировании, изготовлении и строительстве резервуаров следует выполнять требования действующих нормативных документов по охране и гигиене труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды .

При строительстве объектов хранения в этих условиях необходимо уделять первостепенное значение вопросам надёжности и эффективности конструктивных и технологических решений сооружения резервуаров, а также вопросам охраны окружающей среды и рационального природопользования .

Это, в свою очередь, требует комплексного системного подхода к указанной проблеме с охватом вопросов изысканий, долговременного прогнозирования взаимодействия сооружений с окружающей средой, обоснованием эффективных технологических и конструктивных решений, методов строительства и эксплуатации, а также применяемых материалов .

ЧАСТЬ 1. СООРУЖЕНИЕ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ,

ТЕРМИНАЛОВ И ХРАНИЛИЩ

–  –  –

1.1 Физические свойства нефти Плотность нефти при 20°С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м3 .

С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность её учёта, и в конечном счёте прибыль предприятия .

Вязкость один из важнейших параметров нефти. От неё зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др. Вязкость нефти России при 20°С в 1,3-310,3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубопроводам .

Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др .

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным её перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол .

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остаётся неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45°. Температура застывания маловязкой нефти составляет до минус 25°С и поэтому её можно транспортировать при температуре окружающей среды .

С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефти полуострова Мангышлак она доходит до + 30°С. Её можно перекачивать только специальными методами .

Испаряемость свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них лёгких фракций (пропан, бутаны) и от температуры .

Пожаровзрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей, их паров с воздухом воспламеняться и взрываться .

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения .

Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определённых условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61°С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61°С к горючим .

Под температурой воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10-50°С выше температуры вспышки .

Под температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой её пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т1 450°С; Т2 = 300 450°С; Т3 = 200 300°С;

Т4 = 135 200°С; Т5 = 100 135°С .

Взрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости .

Нижний предел взрываемости это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефти и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10% .

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой о стенки трубопроводов и ёмкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4-8 кВт. От разрядов статического электричества применяют, в основном, два метода защиты: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с) .

Токсичность нефти и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса .

1.1.2 Классификация нефтепроводов Нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для перекачки нефти. По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные .

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяжённость их невелика .

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяжённость местных нефтепроводов больше, чем внутренних, и достигает нескольких десятков и даже сотен километров .

К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяжённостью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1 220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта .

1.1.3 Транспорт нефти В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт .

1.1.3.1 Железнодорожный транспорт Транспортирование энергоносителей по железной дороге производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре .

Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей: рамы, ходовой части, ударно-тяговых устройств, тормозного оборудования, котла, внутренней и наружной лестниц, устройств крепления котла к раме, горловины и сливного прибора, предохранительной арматуры .

Различают следующие виды цистерн .

Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 м2. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана 2 МПа, для бутана 8 МПа) .

Объём котла современных цистерн составляет от 54 до 162 м3, диаметр до 3,2 м .

В качестве тары при перевозке нефтегрузов в крытых вагонах используются бочки (обычно 200-литровые) и бидоны. В бочках транспортируются светлые нефтепродукты и масла, а в бидонах смазки .

Достоинствами железнодорожного транспорта являются:

1) возможность круглогодичного осуществления перевозок;

2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы;

3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение;

4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом .

К недостаткам железнодорожного транспорта относятся:

1) высокая стоимость прокладки железных дорог;

2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие возможные перебои в перевозке других массовых грузов;

3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям .

1.1.3.2 Водный транспорт Широкое применение водного транспорта в нашей стране предопределено тем, что по протяжённости водных путей Россия занимает первое место в мире. Длина береговой морской линии России, включая острова, составляет около 100 тыс. км. В нашей стране свыше 600 крупных и средних озёр, а суммарная протяжённость рек составляет около 3 млн км. Каналы имени Москвы, Волго-Донской, Беломорско-Балтийский и Волго-Балтийский связывают водные пути Европейской части России и порты Балтийского, Белого, Каспийского, Азовского и Чёрного морей .

Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда .

Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках) .

Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещённых на палубе .

Различают следующие типы нефтеналивных судов:

1) танкеры морские и речные;

2) баржи морские (лихтеры) и речные .

Танкер – это самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборок разделён на отсеки. Различают носовой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяйственные и машинное отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсеков специальными глухими отсеками (коффердамами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами .

Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днищу танка. Кроме того, они оборудуются подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков, средствами пожаротушения и др .

Речные танкеры в отличие от морских имеют относительно небольшую грузоподъёмность .

Баржи отличаются от танкеров тем, что не имеют собственных насосов .

Морские баржи (лихтеры) обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов, когда танкеры не могут подойти непосредственно к причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъёмность составляет 10 000 т и более .

Речные баржи служат для перевозки нефтепродуктов по внутренним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чем у морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние перемещаются буксирами .

Транспортирование сжиженных углеводородных газов танкерами является одним из наиболее дешёвых видов водного транспорта .

Достоинствами водного транспорта являются:

1) относительная дешевизна перевозок;

2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских);

3) возможность завоза нефтепродуктов в отдалённые районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ .

К недостаткам водного транспорта относятся:

1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов;

2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек);

3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;

4) порожние рейсы судов в обратном направлении .

1.1.3.3 Автомобильный транспорт Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. В нашей стране его применяют для транспортирования нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов. Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузов потребителям, удалённым на небольшое расстояние от источников снабжения (наливных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты с нефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего .

Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в таре (нефтепродукты – в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы – в баллонах), а также в автомобильных цистернах.

Автомобильные цистерны классифицируют:

• по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепыцистерны, прицепы-цистерны;

• по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для мазутов, для битумов, для сжиженных газов;

• по вместимости: малой (до 2 т); средней (2-5 т); большой (5-15 т); особо большой (более 15 т) .

Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузов являются:

1) большая манёвренность;

2) быстрота доставки;

3) возможность завоза грузов в пункты, значительно удалённые от водных путей или железной дороги;

4) всесезонность .

К его недостаткам относятся:

1) ограниченная вместимость цистерн;

2) относительно высокая стоимость перевозок;

3) наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;

4) значительный расход топлива на собственные нужды .

1.1.3.4 Трубопроводный транспорт В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

• подводящих трубопроводов;

• головной и промежуточных перекачивающих станций;

• линейных сооружений;

• конечного пункта .

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

2) бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

3) наибольшая степень автоматизации;

4) высокая надёжность и простота в эксплуатации;

5) разгрузка традиционных видов транспорта .

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1) большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

2) определённые ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3) «жёсткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения .

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта; России сложилось, с одной стороны, в ходе её постепенного развитие на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы пpи распаде СССР .

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяжённости, а так же первый экспортный нефтепровод «Дружба-1» .

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдалённых от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметрами 1 020-1 220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ .

После распада союза в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию .

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих основных направлений (рис. 1):

• северо-западного (Альметьевск – Горький – Рязань – Москва; Горький – Ярославль – Кириши);

• «Дружба» (Куйбышев – Унеча – Мозырь – Брест; Мозырь – Броды – Ужгород; Унеча – Полоцк – Венспилс);

• западного (Усть – Балык – Курган – Уфа – Альметьевск; Нижневартовск – Курган – Куйбышев; Сургут – Горький – Полоцк);

• восточного (Александровское – Анжеро – Судженск – Красноярск – Иркутск);

• южного (Усть – Балык – Омск – Павлодар);

• юго-западного (Куйбышев – Лисичанск – Кременчут – Херсон; Куйбышев – Тихорецк – Новороссийск; Тихорецк – Туапсе) .

Рисунок 1 – Сеть нефтепроводов России

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть» .

В состав Компании входит 11 нефтепроводных предприятий, в том числе:

Балтнефтепровод (г. С.-Петербург), Верхневолжскнефтепровод (г. Нижний Новгород), МН «Дружба» (г. Брянск), Центрсибнефтепровод (г. Томск), Приволжскнефтепровод (г. Самара), Северные МН (г. Ухта), Северо-Западные МН (г. Бугульма), Сибнефтепровод (г. Тюмень), Транссибнефтепровод (г. Омск), Уралсибнефтепровод (г. Уфа), Черномортранснефть (г.

Новороссийск), а также Институт по проектированию магистральных трубопроводов «Гипротрубопровод», Институт «ВНИИСТ», Центр технической диагностики «Диаскан», а также предприятия:

ОАО «Связьтранснефть», ОАО «Волжский подводник», ОАО ЦУП «Стройнефть», ЗАО «Центр МО», ЗАО «Страховая компания «Транснефть», ООО «Торговый дом «Транснефть», ООО «Транспресс», Негосударственный пенсионный фонд «Транснефть», «Транснефть ЮК Лимитед», ООО «Транснефтьлизинг» .

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада Советского Союза, фактически продолжают координировать свою деятельность с компанией .

В настоящее время «Транснефть» эксплуатирует порядка 48,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1 220 мм, 339 нефтеперекачивающих станций, 856 резервуаров общей ёмкостью 13,5 млн м3. Магистральные трубопроводы диаметром 800-1 220 мм составляют более половины протяжённости трубопроводов системы и обеспечивают транспорт 93% добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составляет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2 300 км; 20% действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири .

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7% из них, от 20 до 30 лет – 29%, свыше 30 лет – 25,3%. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтновосстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов компания выполняет собственными силами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания .

С мая 1991 г. функционирует Центр технической диагностики магистральных нефтепроводов .

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рис.

2):

• подводящие трубопроводы;

• головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

• конечный пункт;

• линейные сооружения .

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП .

Головная НПС предназначена для приёма нефти с промыслов, смешения или разделения её по сортам, учёта нефти и её закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов .

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту (через каждые 50-200 км) .

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза .

На магистральных нефтепроводах большой протяжённости организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС .

1.2 Резервуары и резервуарные парки

Служат:

• для компенсации неравномерности приёма-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

• для учёта нефти;

• для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.). В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

• на головной НПС;

• на границах эксплуатационных участков;

• в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям .

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива .

1.2.1 Системы перекачки нефти

В зависимости от того, как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки (рис. 2):

• постанционная;

• через резервуар станции;

• с подключенными резервуарами;

• из насоса в насос .

Рисунок 2 Системы перекачки:

а) постанционная; б) через резервуары; в) с подключёнными резервуарами;

г) из насоса в насос; I предыдущая НПС; II последующая НПС;

1 резервуар; 2 – насосная станция При постанционной системе перекачки нефть принимается поочерёдно в один из резервуаров станции, а её подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учёт перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения .

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учёт нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но всё равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре её потери от испарения очень велики .

Более совершенна система перекачки «с подключёнными резервуарами» .

Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше .

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приёма нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяжённости вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяжённости, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделённые РП .

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяжённых нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки .

На рисунке 3 показана схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода. Из неё видно, что система перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2) .

Рисунок 3 – Схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода: НС – головная нефтеперекачивающая станция; ПНС – промежуточная нефтеперекачивающая станция На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка, – система перекачки «с подключенными резервуарами» .

1.2.2 Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей В настоящее время добываются значительные объёмы нефти, обладающей высокой вязкостью при обычных температурах или содержащей большое количество парафина и вследствие этого застывающей при высоких температурах .

Перекачка такой нефти по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для её транспортировки применяют специальные методы:

• перекачку с разбавителями;

• гидротранспорт высоковязкой нефти;

• перекачку термообработанной нефти;

• перекачку нефти с присадками;

• перекачку предварительно подогретой нефти .

Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти с разбавителями является одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей. В качестве углеводородных разбавителей используют газовый конденсат и маловязкие нефти .

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, так как часть его растворяется лёгкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальтосмолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решётки .

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учётом эффективности его воздействия на свойства высоковязкой и высоко-застывающей нефти, затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение .

Гидротранспорт высоковязкой и высокозастывающей нефти может осуществляться несколькими способами:

• перекачка нефти внутри водяного кольца. Однако широкого распространения данный способ транспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется и водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает параметры перекачки; перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде». Сущность этого способа состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной плёнкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит. Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т. е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в смеси. Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перемешивается и впоследствии её сложно разделить на нефть и воду;

• послойная перекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжёлая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть – у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применён на трубопроводах с промежуточными насосными станциями, так как это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий .

Перекачка термообработанной нефти, как и перекачка с разбавителями, осуществляется при температуре окружающей среды. Способ транспортировки возможен потому, что перед закачкой в трубопровод нефть подвергается термообработке – тепловой обработке, предусматривающей её нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров .

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения .

Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения – в статике .

Перекачка с присадками предусматривает введение в поток высокомолекулярных веществ, улучшающих реологические свойства высоковязкой нефти. Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70°С, когда основная масса парафинов находится в растворённом состоянии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти .

Наиболее распространённым способом трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти в настоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка») .

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна её откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на приём основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный трубопровод .

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счёт теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчётом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева .

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень – Гурьев – Куйбышев» .

Рисунок 4 Состав сооружений магистрального нефтепровода:

1 подводящий трубопровод; 2 головная нефтеперекачивающая станция; 3 промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 конечный пункт; 5 линейная часть; 6 линейная задвижка;

7 дюкер; 8 надземный переход; 9 переход под автодорогой: 10 переход под железной дорогой; 11 станция катодной защиты; 12 дренажная установка; 13 – дом обходчика;

14 линия связи; 15 вертолётная площадка; 16 вдоль трассовая дорога Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него головной НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка конечным пунктом для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяжённости состоит как бы из нескольких последовательно соединённых нефтепроводов протяжённостью не более 600 км каждый .

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки;

3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т. п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолётные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода .

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал .

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные при диаметрах 219 мм и выше .

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0°С и выше, температура строительства 40°С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации минус 20-40°С, температура строительства минус 60°С) .

В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали .

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей .

Основными поставщиками труб большого диаметра (529-1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы .

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная .

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости .

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабжённый двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединённый с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом .

Регуляторы давления – это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление до или после регулятора, различают регуляторы типа «до себя» и «после себя» .

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъёмные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор .

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа .

Средства защиты трубопроводов от коррозии .

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землёй атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т. е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается .

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита .

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учётом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки .

Насосно-силовое оборудование .

Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно (рис. 5) они представляют собой улитообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера (3), всасывающий (2) и нагнетательный (4) патрубки), внутри которого вращается закреплённое на валу рабочее колесо (8). Последнее состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения .

Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса (8), где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости .

Двигаясь по спиральной камере (3), жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок (4), где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку (5) жидкость поступает в напорный трубопровод (6). Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакууметра (7) и манометра (9) .

Рисунок 5 Схема насосной установки на базе центробежного насоса:

1 всасывающий трубопровод; 2 всасывающий патрубок насоса; 3 спиральная камера;

4 нагнетательный патрубок; 5 напорная задвижка; 6 напорный трубопровод;

7 мановакуумметр; 8 рабочее колесо; 9 – манометр Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определённый подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом .

По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основных используются нефтяные центробежные насосы серии НМ .

Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н насос, М магистральный, первое число после букв – подача насоса (м3/ч) при максимальном кпд, второе число – напор насоса (м) при максимальном кпд. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м3/ч) секционные, имеют три последовательно установленных рабочих колеса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являются одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним входом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий .

Основное назначение подпорных насосов создание на входе в основные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2 500 м3/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке это диаметр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н насос; П подпорный; В вертикальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверхности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане») .

В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделённом от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищённое исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением .

Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных .

При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения через разделительную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти .

1.3 Способы монтажа резервуаров

Существует несколько основных методов монтажа конструкций резервуаров. Ранее все вертикальные цилиндрические резервуары монтировались полистовым способом, т. е. путём сборки стенки из отдельных листов. Полистовой монтаж осуществляют с помощью самоходных кранов, оборудованных стрелами необходимой длины. Монтаж стенки и её сварка осуществляются после завершения монтажа днища. За рубежом полистовой метод является основным при сооружении резервуаров большой вместимости. В Японии и США методом полистовой сборки сооружены вертикальные цилиндрические резервуары вместимостью 100 тыс. м3 и более .

Метод подращивания (рис. 6) применяется при строительстве резервуаров вместимостью более 5 тыс. м3. Недостатком этого способа, кроме трудоёмкости и сложной оснастки, является необходимость обеспечения устойчивости резервуара в процессе монтажа. Для защиты от воздействия ветровых нагрузок требуется надёжное расчаливание стенки с установкой якорей (рис. 7) .

В 50-х годах в СССР был предложен и освоен экономичный и отвечающий современным требованиям механизации рулонированный метод сооружения резервуаров большой вместимости .

Рисунок 6 – Крепление подъёмных устройств при монтаже резервуара методом подращивания: 1 – направляющие стойки; 2 – подъёмные приспособления;

3 – ферма кровли; 4 – листы стенки

Рисунок 7 – Этапы монтажа резервуара методом подращивания:

а) – установка на основание верхнего пояса; б) – установка кровли; в) – установка подъёмных приспособлений; г) – подъём кровли с верхним поясом;

д) – установка и подъём последующих поясов

Монтаж стенок из рулонированных элементов состоит из ряда последовательных операций, в том числе:

- подготовка рулона к подъёму в вертикальное положение (рис. 8);

- подъём рулона в вертикальное положение (рис. 9);

- разворачивание рулона, монтаж конструкций покрытия, вывод шахтной лестницы (или временного каркаса) (рис. 10, 11);

- замыкание и сварка монтажного шва стенки резервуара;

-сварка упорного кольцевого шва (по периметру нижней части резервуара), осуществляемая по мере развёртывания рулона, установки верхнего опорного кольца и щитов покрытия;

- сварка швов, соединяющих окрайки с центральной частью днища .

Рисунок 8 – Развертывание рулонов днища резервуара специальным приспособлением:

1 – трактор; 2 – пандус; 3 – приспособление; 4 – рулон днища Рисунок 9 – Подъём рулона стенки краном, перемещающимся в процессе подъёма .

1 – рулон стенки; 2 – кран; 3 – захват для подъёма рулона; 4 – шарнир; 5 – грузовой канат;

6 – тормозной канат; 7 – тормозной трактор; 8 – реперы, определяющие этапы перемещения крана; 9 – угловой сектор Рисунок 10 – Развёртывание рулона стенки резервуара со стационарным покрытием .

1 – кран; 2 – стойка для монтажа опорного кольца; 3 – щит покрытия; 4 – монтажная стойка;

5 – опорное кольцо; 6 – переносные расчалки; 7 – развёрнутая часть полотнища стенки;

8 – расчалки монтажной стойки; 9 – рулон стенки; 10 – клиновой упор; 11 – трактор Рисунок 11 – Развёртывание рулона стенки резервуара с плавающей крышей 1 – стойка для монтажа кольца жёсткости (промежуточных колец); 2 – кольцо жёсткости;

3 – переносные расчалки; 4 – развёрнутая часть полотнища стенки; 5 – рулон стенки;

6 – клиновой упор; 7 – трактор Более подробно технология монтажа резервуаров методом рулонирования изложена в монографии B. C. Корниенко и др. (1971). Там же описаны и методы монтажа резервуаров с понтоном и плавающей крышей .

Этап развития методов возведения РВС связан с разработкой метода подращивания, направлен на частичную индустриализацию процесса изготовления и монтажа стальных резервуаров с целью перевода наиболее трудоёмких операций на предприятия стройиндустрии .

В 1929 г. на специализированных заводах стали сваривать и сворачивать в рулоны отдельные пояса стенки резервуаров ёмкостью, не превышающей 300 м3, которые затем монтировались методом подращивания .

Однако данный метод не получил широкого распространения, так как требовал очень больших трудозатрат, специальных домкратов и грузоподъёмных механизмов с нестандартной оснасткой .

Одновременно указанный метод требует дополнительного обеспечения устойчивости РВС в процессе его монтажа методом подращивания для предотвращения потери устойчивости и разрушения от ветровых нагрузок .

Одной из разновидностей метода подращивания является «спиральный»

метод, разработанный строителями Чехословакии [35], в котором первый пояс является как бы «шаблоном», а возможность вращения всей стенки возводимого резервуара специальными приспособлениями с электрическими приводами позволяет выполнять качественную сварку новых поясов только в одном оборудованном месте. Сложность применяемого оборудования и оснастки также не позволила широко распространить данный метод в других странах .

В Швеции [119] предложен способ подращивания на основе применения так называемых «карабкающихся» домкратов, устанавливаемых на специальных стойках, позволяющих выполнять все монтажные и сварочные работы на уровне земли .

1.4 Сооружение газгольдеров

Газгольдер – это цилиндрическая ёмкость из стали, предназначенная для хранения и использования сжиженного газа. По технике безопасности для климатических условий северо-западного региона, подобный резервуар устанавливается под землёй не менее, чем в десяти метрах от стен зданий. Подземное размещение обеспечивает круглогодичный прогрев газгольдера геотермическим теплом и, соответственно, непрерывное испарение сжиженного газа в достаточном количестве, необходимом для обеспечения работы всех газовых приборов.

Конструктивные особенности газгольдеров позволяют использовать автономную газификацию в самых различных условиях:

газгольдер с арматурой на теле ёмкости используется в местах глубокого залегания подземных вод, где не предполагается затопление и последующее замерзание арматуры;

газгольдер с высокими патрубками (мультиклапан) используется в местах высокого расположения грунтовых вод, так как вынесение запорной арматуры и регулятора давления выше поверхности земли позволяет предотвратить затопление и обеспечивает постоянный доступ к оборудованию для контроля и своевременной заправки;

газгольдер с высокой горловиной используется в местах, склонных к подтоплению, заболачиванию. В любых условиях арматура этой ёмкости защищена от воды, снега и льда, обеспечен свободный доступ к оборудованию в любое время. А широкий люк-лаз является удобным для повторного переосвидетельствования состояния ёмкости каждые 20-25 лет .

Объём газгольдера – определяет количество газа, которое можно залить за одну заправку. Важно подобрать газгольдер такой ёмкости, чтобы не заправлять его слишком часто. Оптимальным вариантом, по многолетним наблюдениям, является одна заправка перед отопительным сезоном и, при необходимости, одна дозаправка в конце сезона, в зависимости от температурных особенностей конкретного года. Рассчитать требуемый объём газа на отопительный сезон можно по формуле: средний расход газа (~20 л/м2 в сезон)*площадь коттеджа .

Исходя из полученного значения, нужно выбрать газгольдер, учитывая, что расход газа в летний период крайне незначителен в сравнении с зимой. Таким образом, для дома площадью 200 м кв. потребуется 4 000 литров газа на отопительный сезон. В таком случае подойдёт газгольдер объёмом 4,5 м с двумя заправками в год, или 6,5 м при условии одной заправки. При этом необходимо помнить, что заправка ёмкости производится не более, чем на 85% .

Толщина стенок газгольдера – влияет на срок службы ёмкости в условиях переменного давления (заправка и последующий расход газа). Чем толще стенки, тем, соответственно, больше теоретический срок работы .

Опорные лапы – служат для установки и крепления газгольдера на плиту-основание, предотвращают повреждение защитного покрытия бочки при транспортировке, погрузке и разгрузке .

Полимерное или битумное покрытие – служит для защиты ёмкости от коррозии в грунте .

Рисунок 12 – Газгольдеры постоянного объёма (размеры в м): 1 – вертикальный цилиндрический; 2 –горизонтальный цилиндрический; 3 – шаровой из пяти поясов;

4 – шаровой футбольного раскроя Эластичные газгольдеры-компенсаторы монтируются на территории нефтебаз, НПЗ, нефтеналивных терминалов, АЗС и других объектов хранения и распределения светлых нефтепродуктов для сокращения на 95% потерь бензинов при малых и больших дыханиях резервуаров .

Эластичные газгольдеры свободного размещения герметично соединяются с газоуравнительной обвязкой резервуарного парка нефтебазы и накапливают пары углеводородов, как во время заполнения резервуаров нефтепродуктом (большие дыхания), так и во время теплового испарения (малые дыхания). Купольные газгольдеры-рекуператоры включают внутреннюю герметичную мембрану, соединённую с внутренним объёмом резервуара, и внешнюю воздухонапорную оболочку. Купольные газгольдеры крепятся непосредственно на крышу резервуара и позволяют проводить работы по оснащению резервуарных парков без использования дополнительных площадей .

Рисунок 13 – Купольные газгольдеры

При сливе нефтепродукта из резервуаров пары углеводородов возвращаются в освобождаемый объём ёмкостей, формируя замкнутую систему «резервуар-газгольдер», исключающую выбросы (эмиссию) в атмосферу паров нефтепродуктов .

Схема обвязки наземных резервуаров РВС, оборудованных газоуравнительной системо, с резервуарами-газгольдерами и системой утилизации легких фракций нефти и нефтепродуктов при наливе бензовозов, железнодорожных цистерн и танкеров .

1 – резервуар РВС; 2 – Система контроля уровня нефти или нефтепродукта (датчик контроля уровня, плотности, температуры, подтоварной воды (уровнеметр)); 3 – замерный люк;

4 – клапан дыхательный; 5 – огневой предохранитель; 6 – клапан предохранительный;

7 – трубопровод газовой обвязки; 8 – запорная арматура; 9 – эластичный резервуаргазгольдер; 10 – установка утилизации паров нефти и нефтепродуктов-компрессор;

11 – теплообменник; 12 – возврат сконденсированных паров в резервуар; 13 – бак накопления конденсата; 14 – трубопроводы продукта; 15 – авто-налив; 16 – стояк для налива автоцистерн; 17 – стояк для налива ж.-д. цистерн; 18 – железнодорожная сливо-наливная эстакада; 19 – насосный агрегат; 20 – устройство нижнего слива; 21 – ж.-д. цистерна;

22 – автоцистерна; 23 – нефтеналивной причал (пирс); 24 – танкер .

Рисунок 14 – Схема обвязки наземных резервуаров РВС Эластичные газгольдеры-компенсаторы для рекуперации паров светлых нефтепродуктов на нефтебазах и НПЗ .

Эксплуатация резервуарного парка нефтебаз требует проведения специальных мероприятий по сокращению потерь нефтепродуктов и загрязнения окружающей среды парами углеводородов при больших и малых дыханиях .

Применение эластичных резервуаров-газгольдеров позволяет решить данный вопрос с минимальными трудозатратами и без непосредственного вмешательства в работу резервуарного парка .

Для установки эластичных газгольдеров-компенсаторов к концам газоуравнительной обвязки магистрали резервуарного парка подключается коллектор гибкого воздуховода, который обеспечивает соединение эластичных газгольдеров с газоуравнительной системой .

Во время приёмки горючего (или при сезонно суточном нагреве) вытесняемая из свободного объёма резервуаров паро-воздушная смесь поступает в эластичные резервуары. При этом система «резервуары – газоуравнительная магистраль – эластичные газгольдеры» является герметичной и не имеет прямого контакта с атмосферой. Во время слива горючего из резервуара воздух для наполнения свободного объёма поступает из газгольдеров, которые работают в качестве «дыхательных мехов» .

Использование эластичных газгольдеров позволяет сократить на 95% потери бензина при сливо-наливных операциях .

Эластичные газгольдеры производства НПФ «Политехника»

изготавливаются из новейших композитных эластомеров. Данные изделия отличаются высокой эксплуатационной надёжностью, высокими барьерными свойствами для паров и газов, стойкостью к солнечной радиации и химическим реагентам .

1.5 Сооружение подземных хранилищ газа

ПХГ, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального газопровода и потребителей .

Если в геологическом разрезе имеется несколько пластов, благоприятных для создания в них ПХГ, выбор объекта определяется на основе сравнения технико-экономических показателей. Предположим, что геолого-физические параметры пласта-коллектора одинаковы (форма и размеры структуры, толщина пласта, пористость, проницаемость и т. д.). Чем меньше глубина залегания пласта, тем больше должен быть объём остаточного газа для создания одного и того же давления на устье скважины и тем больше число добывающих скважин. В этом случае не всегда необходимо строить КС для закачки газа в пласт, но она нужна для подачи газа потребителю. В каждом конкретном случае имеется только одна экономически наиболее выгодная глубина для сооружения ПХГ .

В большинстве случаев в районах крупных центров газопотребления нет частично выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания ПХГ. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать ПХГ .

Для закачки и отбора газа необходимо пробурить определённое число скважин, построить сооружения для очистки газа от твёрдых и жидких примесей при закачке и осушке его от воды перед подачей потребителю. Как правило, нагнетательные скважины бурят в сводовой части, наблюдательные на крыльях складки .

Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин, кроме того, в процессе хранения приводит к увеличению объёма хранящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи газа потребителю из хранилища и повышению коэффициента нефтеотдачи при подземном хранении газа в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа .

Однако при чрезмерном повышении давления возможны различные вредные последствия: раскрытие существующих или образование новых трещин в кровле хранилища, подземные потери газа, взрывы и пожары в зданиях при скоплении в них газа, образование кристаллогидратов углеводородных газов в скважинах. Важное значение имеет также темп возрастания давления в подземном хранилище: чем меньше темп возрастания давления, тем в большей степени можно повысить давление .

Максимально допустимое давление в подземном хранилище зависит от глубины залегания пласта и размеров площади газоносности; объёмной массы пород над площадью газоносности; структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей; прочности, плотности и пластичности кровли пласта .

Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при изменении градиента давления до 0,0154 МПа/м, т. е. при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища. Установлено, что при наличии глинистой покрышки толщиной более 5 м максимально допустимое давление может превышать гидростатическое на глубине залегания хранилища в 1,3-1,5 раза .

При повышении давления в пласте выше начального гидростатического на кровле подземного пласта возникает перепад давления, что иногда может оказаться достаточным, чтобы преодолеть «пороговое» давление, создаваемое капиллярными силами в поровых каналах небольшого радиуса. В этом случае начнется вытеснение воды газом из поровых каналов и покрышка потеряет герметичность .

1.5.1 Буферный газ в подземном хранилище Общий объём газа в подземном хранилище делится на две части: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Активный газ объём, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ. Буферный газ объём, который постоянно находится в ПХГ во время его эксплуатации .

Буферный газ предназначен для создания в хранилище определённого давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления; для уменьшения продвижения воды в хранилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС .

Чем больше объём буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю .

Объём буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа. Это давление в свою очередь зависит от потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлургический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способности соединительного газопровода, давления в его конечной точке .

Объём буферного газа можно определить из уравнения:

рK Z А QБ К, (1) Z К рА где K постоянный объём порового пространства газонасыщенного коллектора, м3;

pК средневзвешенное по объёму порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа .

Если подземное хранилище образовано в ловушке сцементированного пласта большой мощности, то во время его эксплуатации подошвенная вода будет передвигаться вверх при отборе газа и вниз при закачке. Объём газонасыщенной части залежи в этом случае изменяется. Часть газа в конце периода отбора остаётся в необводнённой, другая в обводнённой части коллектора .

Режим эксплуатации ПХГ при таких условиях называется упруговодонапорный .

Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на контакте газ-вода при отборе газа давление распределяется неравномерно, наименьшее давление будет под забоем скважины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная поверхность контакта газ-вода деформируется, образуя под забоем скважины так называемый конус подошвенной воды. При подъёме этой воды возможно обводнение скважины. Скважины на таком подземном хранилище эксплуатируются на технологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна .

Объём буферного газа, определённый с учётом технологических условий эксплуатации подземного хранилища, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты на хранение газа за время работы хранилища больше минимальных. Буферный газ представляет собой продукцию, имеющую определённую цену. Понятно, что чем больше цена буферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих равных условиях .

Объём буферного газа кроме технологических факторов зависит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуатационных затрат при их работе, стоимости единицы объёма буферного газа и эксплуатационных затрат на его закачку и восполнение, капитальных вложений в строительство КС и эксплуатационных затрат на её работу .

Объём буферного газа составляет от 60 до 140% рабочего газа. Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквивалентны капитальным вложениям при сооружении ПХГ. Объём буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны .

1.5.2 Подземное хранение нефтепродуктов Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются: 1) небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны – зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность;

3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоёмкость по сравнению с наземными стальными резервуарами .

Различают следующие типы подземных хранилищ:

• хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва);

• хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов;

• шахтные хранилища;

• льдогрунтовые хранилища .

Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономическими показателями .

Подземные хранилища в отложениях каменной соли – это наиболее распространённый вид подземных ёмкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в её отложениях подземных ёмкостей .

Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва .

Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов, создаются там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность .

Для того чтобы получить подземные резервуары ёмкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 куб. м, необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т. е. в 2-3 раза превышающая радиус шара равного объёма .

Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более чем в течение пяти лет. Продлить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105-110°С выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре 900-950°С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1 100°С производят оплавление стенок полости .

Подрыв ядерных боеприпасов для создания хранилищ нефтепродуктов методом глубинных взрывов в настоящее время не применяется, так как это приводит к радиоактивному заражению продуктов хранения .

Шахтные хранилища – это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хранения нефтепродуктов; 2) вскрывающих выработок; 3) выработок вспомогательного назначения;

4) наземных сооружений и 5) технологического оборудования .

Выработки-резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему горизонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от ёмкости хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработок-резервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму. Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) метров .

Под вскрывающими выработками понимают вертикальные или наклонные стволы, связанные с горизонтальными выработками – штольнями .

Вскрывающие выработки предназначены для соединения выработокрезервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования. В зависимости от горно-геологических условий вскрывающие выработки бывают вертикальными, горизонтальными и наклонными .

В выработках вспомогательного назначения находятся околоствольные и подземные насосные станции .

Наземные сооружения шахтных хранилищ отличаются от аналогичных производственных комплексов наземных нефтебаз наличием приточновытяжных вентиляционных систем, располагаемых в подшахтном здании .

К технологическому оборудованию хранилищ относятся приёмные и расходные трубопроводы, насосы, буферные наземные резервуары, измерительные устройства количества нефтепродуктов, приборы отбора проб и др .

Хотя по стоимостным показателям хранилища шахтного типа уступают хранилищам в отложениях каменной соли, их преимущество заключается в возможности строительства практически во всех видах горных пород – в устойчивых и неустойчивых, проницаемых и непроницаемых. Это позволяет считать шахтные хранилища одним из перспективных типов хранилищ нефтепродуктов .

Льдогрунтовые хранилища сооружают в районах Крайнего Севера и северо-восточной части России. Горючее в эти районы завозят преимущественно танкерами в период очень короткой летней навигации. Поэтому надо иметь большое количество резервуаров значительного объёма, обеспечивающих хранение годового запаса нефтепродуктов. Строить металлические резервуары в этих районах вследствие значительной удалённости от поставщиков металлоконструкций очень дорого. Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и сильных ветров технически сложна. В связи с этим в указанных районах применяют льдогрунтовые хранилища, представляющие собой подземные выработки в вечномёрзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из льда .

Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизонтальной выработки длиной около 200 м, ширина пролёта составляет обычно 6 м .

Резервуары в подземных льдогрунтовых хранилищах изолируют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загрязнения, обеспечивает герметичность хранилищ. В связи с этим температура хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0°С .

–  –  –

1.6.1 Технология устройства фундаментов под резервуары Стальные вертикальные резервуары опираются на фундаменты, которые передают нагрузку от веса сооружения на основание. Основанием называют толщу грунта, находящуюся ниже подошвы фундамента и воспринимающую передаваемое им давление. Основания могут быть естественными и искусственными. Последние устраивают в том случае, если грунт строительной площадки не отвечает требованиям строительства (по несущей способности, просадочности и т. п.) .

Основания под стальные резервуары воспринимают нагрузку от веса хранящегося в резервуаре продукта и собственного веса резервуарных конструкций. Исходя из этих условий, стальные вертикальные резервуары сооружают на скальных, полускальных, песчаных, крупнообломочных, глинистых и макропористых грунтах. В последнем случае принимаются меры по укреплению грунта и предохранению его от замачивания. На черноземных и подзолистых грунтах сооружают резервуары объёмом до 300 м3. Нельзя использовать в качестве основания под резервуар насыпные грунты с органическими включениями, торф и плывуны. В этих случаях фундаменты под резервуары строят по специальным проектам, предусматривающим повышение несущей способности основания одним из существующих способов .

В качестве основных способов закрепления грунтов в основаниях резервуаров можно назвать: замену грунта; уплотнение просадочных грунтов тяжёлыми трамбовками с последующей защитой от замачивания; цементизацию и битуминизацию (для переувлажнённых песчаных или гравелистых грунтов);

термическое закрепление грунта путём обжига массива грунта через пробуренные скважины (для просадочных макропористых грунтов) .

Несмотря на то, что обычно под строительство резервуарных парков площадку выбирают со спокойным рельефом местности, в некоторых случаях строительство приходится вести на участках со значительными уклонами и даже на склонах отдельных небольших гор, холмов или сопок. В этих случаях на косогорных участках группы резервуаров или отдельные резервуары размещают в полувыемках и на полунасыпях. При этом резервуары по возможности ставят на материковый грунт. Если это невозможно, то выемку под фундамент резервуара углубляют и тогда весь резервуар располагается на насыпном грунте. Это обусловлено различной деформацией материкового и насыпного грунтов .

Для резервуаров объёмом до 5 000 м3 включительно основание представляет собой грунтовую подсыпку с уложенной поверх неё песчаной подушкой (рис. 15). Грунтовую подсыпку выполняют обычно из местного грунта, укладываемого слоями 15-20 см с уплотнением каждого слоя. Общая толщина грунтовой подсыпки зависит от состава подстилающих грунтов. Поверхность подушки имеет уклон =1:50 от центра к краям. Диаметр песчаной подушки на 1,4 м больше диаметра резервуара. Количество глинистых частиц (размером менее 0,005 мм) в грунте не должно превышать 5% от объёма всего грунта .

Бермы подушки имеют уклон i – 1:10 от резервуара. Бермы и откосы замащивают булыжником или бетонируют. Вокруг основания устраивают водосборную канавку с выходом в приёмный колодец ливневой канализации .

Рисунок 15 – Фундамент под резервуары 1 – грунтовая подсыпка; 2 – песчаная подушка; 3 – отмостка При сооружении резервуаров объёмом 10 000 м3 и более нагрузка на основание в месте примыкания стенки к днищу значительно возрастает, поэтому в данных случаях по периметру основания устраивают кольцевой железобетонный фундамент. Кольцевую плиту делают или монолитной, или из отдельных железобетонных плит. В зависимости от объёма резервуара ширина кольца может быть 1 000-1 400 мм, толщина – 200-300 мм. Кольцо позволяет распределить сосредоточенную нагрузку от веса стенки, покрытия резервуара и снега, а также от давления ветра по большей площади и тем самым уменьшить осадку всей конструкции .

Поверх песчаной подушки укладывают гидрофобный слой толщиной 80мм (для макропористых грунтов – 200 мм), предназначенный для предотвращения коррозии днища. Смесь для устройства гидрофобного слоя приготовляют из песка или супесчаного грунта с влажностью не более 3%, перемешанного с 10% (по объёму) вяжущего вещества. В качестве вяжущего применяют жидкие битумы, каменноугольные дегти, полугудроны, мазуты в количестве 8-10% от объёма смеси .

Основа индустриальной технологии сооружения резервуаров – метод изготовления элементов их конструкций на специализированных заводах. При использовании индустриального метода на площадку поставляют элементы конструкций в виде укрупнённых блоков: части стенки и днища резервуара, сваренные в полотнища и свёрнутые в рулоны, щиты или части щитов покрытия, короба понтонных колец и т. д .

Для сборки и сварки рулонированных листовых конструкций листовой металл, поступающий с металлургических заводов на завод монтажных заготовок, проходит специальную обработку. Вначале листы правят на листоправильных вальцах. После правки листы поступают на разметочную площадку, где их размечают по стационарным шаблонам. Чистовые размеры листовых заготовок должны выдерживаться с допуском ±0,5 мм по ширине и ±2,0 мм по длине .

Продольные кромки листов обрабатывают на кромкострогальных станках. Для этого листы собирают в пакеты общей массой до 5 т. По короткой кромке пакеты закрепляют струбцинами и затем прострачивают сначала с одной стороны, потом с другой (с перекантовкой). Короткие кромки листов обрезают по разметке на гильотинных ножницах. Здесь же обрабатывают листовые заготовки фасонных очертаний – в виде трапеции или многоугольника. Обработанные листы укладывают в контейнеры и передают на сортировочную площадку, где проводят комплектовки пакетов по толщинам. В процессе комплектовки пакетов листы металла проходят тщательный контроль с тем, чтобы на сварочный стан не попали листы с расслоениями, трещинами, раковинами и другими металлургическими дефектами .

Полистовым способом сооружают только крупные резервуары объёмом 50 000 м3 и выше, причём днища и плавающие крыши изготавливают на заводах и поставляют на площадку в виде рулонных заготовок. Стенку резервуара монтируют из отдельных листов, так как толщины поясов стенки не позволяют свернуть её в рулон .

Листы для монтажа стенки резервуара поступают на площадку с заводов вальцованными по проектному радиусу. По краям листов приваривают монтажные шайбы. Маркировку листов ведут по поясам, т. е. каждый пояс состоит из листов одной марки. Перестановка листов даже одинаковой толщины из пояса в пояс недопустима, так как листы каждого пояса проходят прострожку продольных кромок в одном пакете и, следовательно, имеют одинаковую высоту .

Перед началом монтажа стенки резервуара днище, собранное и сваренное, как при индустриальном способе монтажа, размечают, нанося на него из центра кольцевые риски, соответствующие окружностям наружного края стенки, коробов понтонного кольца, центральной части плавающей крыши. Помимо этого методом засечек или с помощью теодолита размечают места приварки опорных плит стоек плавающей крыши. На днище закатывают рулоны центральной части плавающей крыши, но не разворачивают их до установки первого пояса стенки. По риске соответствующей наружной поверхности стенки резервуара приваривают ограничители из отрезков уголка. В намеченных местах приваривают опорные плиты .

Глава 2. ВИДЫ ФУНДАМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1 Фундаменты резервуаров на естественном основании

В обычных инженерно-геологических условиях естественные основания пол фундаменты стальных вертикальных цилиндрических резервуаров широко используются в отечественной и зарубежной практике как наиболее экономичные при относительно благоприятных грунтовых условиях. Часто они используются в сочетании с песчаными или грунтовыми подушками и выполняются в виде подсыпки на основание (рис. 16) .

Подсыпка на основание призвана обеспечить распределение давления от резервуара на основание, дренирование днища и его антикоррозионную защиту. Подсыпки устраиваются из уплотнённого крупного песка, щебня, гравия или гравийно-песчаной смеси. По верху подсыпки укладывают гидрофобный слой с добавкой водоотталкивающих вяжущих на основе нефти или её продуктов. Высота подсыпки зависит в основном от инженерно-геологических условий площадки строительства и может изменяться от 0,2 до 2,5 м .

Рисунок 16 – Типовые основания резервуаров:

а) – насыпь; 6) – насыпь в сочетании с песчаной подушкой; в) – железобетонное кольцо под стенкой; 1 – щебеночная или песчаная насыпь; 2 – основание; 3 – песчаная подушка;

4 – слабый грунт, 5 – железобетонное кольцо; 6 – стенка; 7 – днище Поверхность подсыпки обычно имеет уклон от центра к периферии. Основное назначение уклона состоит в компенсации неравномерных осадок в пределах площади резервуара и обеспечении свободного притока хранимого продукта к откачивающим устройствам .

Отмечен случаи (Р. Е. Хант, 1967), когда осадка центра днища резервуара в процессе эксплуатации достигла почти 2 м, однако заранее выполненный подъём центральной части днища обеспечил нормальную работу резервуара в течение длительного периода .

Когда на поверхности на небольшую глубину залегают фунты с низкими прочностными и деформационными свойствами или требуется замена пучинистых грунтов для обеспечения нормальной эксплуатации резервуаров в районах с глубоким сезонным промерзанием фунтов, производится замена слабого слоя местным уплотнённым (привозным) песчаным или глинистым фунтом .

Этот метод эффективен при неглубоком залегании слабых грунтов (до 3,0 м) при наличии местных или привозных песчаных грунтов. При большой толщине слабых грунтов (более 5-6 м) этот метод является неэкономичным .

Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации показывает, что резервуары, возведенные на таких основаниях, часто имеют большие неравномерные осадки, которые превышают величины, регламентируемые нормами, и требуют дополнительных расходов для их выравнивания .

Для повышения жёсткости узла сопряжения стенки и днища, а также для выравнивания местных неравномерных осадок под стенкой резервуара устраиваются ленточные фундаменты .

Фундаменты под стенку, рекомендованные в типовых проектах, представляют собой тонкую монолитную или сборно-монолитную кольцевую плиту шириной 1 м и толщиной не более 20 см. Такая конструкция фундамента обеспечивает устойчивость только при фундаментного слоя (подсыпки), практически не увеличивая жёсткости узла сопряжения днища со стенкой, и не влияет на неравномерность осадки основания резервуара .

В определенных условиях рационален фундамент в виде кольцевой стенки, который, прорезая слабые и сезонномёрзлые грунты, может обеспечить передачу нагрузки на подстилающие плотные слои грунта .

В Польше при возможном развитии значительных осадок оснований совместно с подсыпками используются кольцевые фундаменты из гравия или из щебня, железобетонные кольцевые фундаменты, расположенные непосредственно под стенкой, и фундаменты в виде железобетонной подпорной стенки, находящейся за пределами резервуара (рис. 17) .

Такой фундамент эффективен при ожидаемой осадке более 15 см. Конструктивная особенность фундамента состоит в том, что непосредственно под стенкой вместо песка используют щебень для создания кольца .

В последнем случае подсыпка выполняется из песчано-гравийной смеси или гравия. Железобетонные фундаменты выполняют из монолитного железобетона, а поперечному сечению придают прямоугольную форму. Польским стандартом установлены допуски на точность изготовления кольцевых фундаментов: наибольшее отклонение от проектного уровня +6 мм, наибольшая разность отметок точек поверхности фундамента, удалённых на 10 м длины кольца, ±3 мм .

Рисунок 17 – Фундаменты под резервуары, применяемые в Польше:

а) и в) – гравийные; б) – в виде железобетонного кольца; г) – в виде подпорной стенки;

1 – подсыпка из гравия; 2 – стенка; 3 – днище; 4 – уплотнённый песок; 5 – песчаная засыпка;

б – грунт основания; 7 – железобетонное кольцо; 8 – асфальт; 9 – подсыпка;

10 – выравнивающий слой; 11 – дренажное отверстие; 12 – поливинилхлоридная плёнка; 13 – железобетонная плита В США под резервуары диаметром 30 м и более разработан и применяется фундамент на естественном основания со щебёночным кольцом под стенкой (рис. 18) .

Рисунок 18 – Кольцевая полушка из щебня пол стенкой резервуара (США):

1 – дренажные трубки; 2 – кольцевая подушка; 3 – асфальт; 4 – гидроизоляция;

5 – стенка; 6 – подсыпка из щебня; 7 – песок; 8 – песчаная подушка Такой фундамент эффективен при ожидаемой осадке более 15 см. Конструктивная особенность фундамента состоит в том, что непосредственно под стенкой вместо песка используют щебень для создания кольцевой щебёночной или равниной насыпки высотой не менее 60 см, шириной по верху 1-2 м. Щебень укладывают слоями по 20 см и тщательно трамбуют. Непосредственно под днищем по всей его площади устраивают щебёночный слой толщиной не менее 10 см и дополнительно закладывают дренажные трубки диаметром около 9 см .

В Японии устройство фундаментов регламентировано «Предварительным проектом по строительству фундаментов для нефтяных резервуаров». Разработаны проекты для резервуаров вместимостью более 1 000 м3 с высотой стенки более 10 м. Под днищем устраивают песчаный фундамент-подсыпку, а под стенкой, в зависимости от грунтовых условий, – кольцевой фундамент двух типов: железобетонный или щебёночный (рис. 19) .

Подсыпку с внешней стороны фундамента под стенку устраивают с пологим откосом 1:5, который в нижней части поддерживается невысокой подпорной стенкой. Насыпь оборудуют дренажными трубками и защищают асфальтовым покрытием. Между днищем и опорной поверхностью железобетонного кольцевого фундамента имеется амортизационный асфальтовый слой толщиной не менее 20 см .

Серьёзная авария резервуара японской корпорации «Мицубиси» послужила поводом к выработке целой серии технических мероприятий, в том числе к созданию новых типов фундаментов на естественном основании .

Некоторые схемы конструкций запатентованных в Японии фундаментов показаны на рис. 20 .

–  –  –

Песчано-гравийную подушку покрывают материалом, являющимся смесью песка, щебня, асфальтовой эмульсии и цемента, и уплотняют укатыванием .

Таким образом, нагрузка от резервуара передаётся не только на подушку, но и на железобетонное кольцо. На рис. 20, 21 не приведены схемы фундаментов в виде сборных железобетонных плит. В этих случаях конструкции резервуара опираются на железобетонные плиты, установленные либо на поверхности основания, либо ниже планировочной отметки. Железобетонная стенка по периметру плиты заглубляется ниже её подошвы и служит для уменьшения бокового перемещения грунта .

В России успешно были применены сплошные фундаментные плиты под резервуары вместимостью до 5 тыс. м3. Основание площадки было сложено слабыми ленточными глинами с модулем деформации 0,5-1 МПа. И хотя осадки резервуаров на плитах толщиной 0,5 м достигли 0,5 м, они были равномерными, что позволило нормально эксплуатировать резервуары. Вместе с тем сплошные фундаментные плиты, являясь весьма массивными и материалоёмкими, часто не обеспечивают допустимой осадки и в практике строительства используются редко .

Во Франции, в порядке эксперимента, для площадок со слабыми грунтами разработан и использован железобетонный фундамент, имеющий в алане форму трёх- или четырёхветвевой спирали, сходящейся в центре. Такой фундамент дополнен наложенными металлическими балками, а пространство между балками и ветвями спирали заполнялось песком. Таким образом, эта конструкция совместно с материалом подсыпки образовывала единый фундамент, назначение которого – обеспечить равномерное перемещение днища по всей площади основания. Эксперименты, проведённые на двух резервуарах, показали, что осадка такого фундамента значительно равномернее, чем фундаментаподсыпки без спирали .

Следует отметить, что эти фундаменты малотехнологичны и применение их возможно лишь для резервуаров малых размеров .

Свайные фундаменты достаточно широко применяются на площадках, сложенных слабыми грунтами .

При наличии в основании проектируемого резервуара больших толщ сильносжимаемых грунтов вполне естественным является желание использовать свайные фундаменты. Опыт строительства на свайных фундаментах других промышленных и гражданских сооружений показывает, что во многих случаях с помощью свай удаётся обеспечить необходимые требования по допускаемым осадкам таких сооружений. Однако использование свайных фундаментов при строительстве резервуаров не всегда приводит к желаемым результатам. К тому же стоимость таких фундаментов становится сопоставимой со стоимостью самого резервуара. Надежды на то, что при использовании свайных фундаментов осадки резервуаров будут незначительными, также не оправдываются .

Примером может служить опыт применения фундамента из набивных свай системы «Франки» при строительстве резервуара вместимостью 22 тыс. м3 для хранения жидкого аммиака .

Изотермический резервуар наружным диаметром 41,6 м, высотой 17,4 м рассчитан на хранение жидкого аммиака при температуре -34°С .

Резервуар возведён на свайном фундаменте из 217 набивных свай длиной около 34 м, диаметром 0,5 м. После изготовления всех свай их верхние концы были объединены железобетонным ростверком толщиной 50 см в центре и 40 см по периметру для обеспечения уклона. С целью предотвращения возможности промерзания грунтов под влиянием отрицательных температур сжиженного аммиака низ плиты был расположен на высоте около 1 м над поверхностью фунта. Испытания одиночных свай показали, что при статической нагрузке 0,78 МН осадка сваи не превышала 1,1 мм, а при максимальной нагрузке 1,43 МН – 1,63 мм. Упругий подъём испытанной сваи достигал 0,95 мм после полного снятия нагрузки. Геологический разрез площадки строительства и схема фундамента резервуара показаны на рис. 21 .

Рисунок 21 – Свайный фундамент изотермического резервуара (Индия) 1 – резервуар; 2 – плита ростверка; 3 – слабая морская глина; 4 – плотная глина

Вопросы для самоконтроля:

Сооружение оснований и фундаментов .

Изготовление элементов стальных резервуаров на специализированных заводах .

Монтаж из рулонных заготовок .

Монтаж полистовым способом .

Сварка резервуаров .

Особенности сооружения железобетонных резервуаров .

–  –  –

Оборудование резервуаров имеет своим назначением обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров, в частности:

- наполнение и опорожнение резервуаров;

- замер уровня нефтепродукта в них;

- отбор проб нефтепродукта;

- зачистку и ремонт резервуаров;

- подогрев нефтепродукта;

- отстой нефтепродукта;

- удаление подтоварной воды;

- поддержание давления в хранилище в безопасных пределах .

Световой люк вертикальных резервуаров (ГОСТ 3590-74) устанавливается на крыше резервуара над приёмораздаточным патрубком. При открытой крышке через него проникает свет внутрь резервуара и производится проветривание резервуара перед зачисткой или ремонтом. К световому люку часто прикрепляется запасный трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса .

Люк-лаз (ГОСТ 3591-74) устанавливается на первом (нижнем) поясе резервуара и предназначается для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ. Люк – одна из ответственных деталей резервуара, так как всякая его неисправность приводит к потерям хранимого продукта. Крышка люка-лаза присоединяется к фланцу корпуса болтами, а для герметичности соединения применяют прокладку из тряпичного картона (толщиной в 3-4 мм), пропитанного специальными составами. При хранении бензина и лигроина картон проваривается в составе из клея и глицерина, вымачивается в хромовых квасцах или формалине и после высушивания натирается графитом. В случае хранения нефти и керосина, картон пропитывается теплой олифой и промазывается горячим клеем с белилами. Для масел и мазутов картон достаточно проварить в жидком клее .

Замерный люк (ГОСТ 3589-74) служит для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Замерный люк устанавливается на специальном патрубке а, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка соединяется с корпусом герметично посредством прокладки и нажимного откидного болта .

При открывании крышки маховичок нажимного болта отвинчивается, и болт отводится в сторону. Нажатием ноги на педаль крышка открывается, оставаясь открытой на время замера или отбора проб .

Для точности замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка обычно изготовляется из цветного металла (меди, алюминия), чтобы предотвратить искрообразование .

Прокладка замерного люка должна быть эластичной, бензостойкой, морозоустойчивой и безопасной в пожарном отношении. Специальными исследованиями установлено, что наилучшим материалом, отвечающим всем требованиям, является материал, состоящий из 65% полихлорвинила и 35% трикрезилфосфата, по внешнему виду напоминающий смолу .

Указанный состав может применяться для прокладок на нефтебазах в южных районах страны .

Приёмо-раздаточные патрубки (ГОСТ 3690-74) предназначаются для присоединения к ним приёмных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъёмной трубы внутри резервуаров .

Количество приёмо-раздаточных патрубков выбирается в соответствии с проводимыми операциями по перекачке нефтепродуктов и производительностью перекачки. Наиболее часто устраиваются 1-2 приёмораздаточного патрубка .

Патрубки устанавливаются на нижнем поясе вертикальных резервуаров .

Для усиления нижнего пояса в месте выреза для патрубка приваривается специальный воротник .

Диаметры приёмо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачки нефтепродуктов, которая в зависимости от назначения резервуаров и их ёмкости может изменяться в значительных пределах – от нескольких десятков кубометров в час до 2 400 м3/час .

Для предотвращения образования чрезмерной разреженности воздуха устанавливают дыхательную арматуру .

Огневые предохранители устанавливаются в комплексе с дыхательными и предохранительными клапанами и предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапаны. Применяющийся для вертикальных резервуаров огневой предохранитель состоит из чугунного литого корпуса с фланцами, двух крышек и помещаемой внутри корпуса стальной выдвижной коробки с пакетом металлических пластин, в котором гофрированные пластины чередуются с плоскими. Пластины изготовляются из металла, мало подверженного коррозии (алюминий, латунь, медь и др.). Расстояние между пластинами должно составлять 1 мм, и они должны быть всегда чистыми. В других конструкциях огневых предохранителей вместо металлических гофрированных пластин используется гравий .

Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, вынуждено проходить через систему каналов малого сечения и этим дробиться на отдельные мелкие потоки; поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача тепла стенкам каналов, и пламя затухает .

Сифонный кран (ГОСТ 3726-74). Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой горизонтальную трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Труба на наружном конце имеет проходной сальниковый кран, а на другом, внутри резервуара, отвод с козырьком .

Сифонный кран устанавливается на высоте 350 мм от дна резервуара. Для резервуаров ёмкостью до 5 000 м3 применяется сифонный кран диаметром 50 мм, а для более крупных резервуаров – кран диаметром 80 мм .

Пробоотборник предназначается для отбора проб и замера температуры нефтепродукта в резервуаре на любом уровне .

2.3.1 Резервуар с плавающей крышей Применение резервуара с плавающей крышей сокращает потери нефтепродуктов, защищает хранимые нефтепродукты от загрязнения и снижает пожароопасность .

Плавающая крыша закрывает поверхность испарения в резервуаре на 95Диаметр плавающей крыши на 550 мм менее диаметра резервуара. Это делается для обеспечения нормальной работы крыши, т. е. во избежание ее заклинивания в случае неравномерной осадки и искривления стенки резервуара .

В резервуарах с плавающей крышей потери от испарения возможны только через кольцевой зазор (ширина 275 мм) между крышей и стенкой резервуара. Для герметизации кольцевого зазора применяются уплотняющие затворы .

Большое внимание уделяется обеспечению защиты грунтовых вод от загрязнения нефтью .

Для изоляции подземных вод от загрязнения нефтью вся площадь внутри обвалования в виде стенки из монолитного железобетона покрыта пластмассовой плёнкой .

2.3.1.1 Днище Днище изготавливается из 4-х рулонных заготовок из листов размером 6х1 500х6 000 мм сталь Ст3сп5-св по ГОСТ 14637. Листы окраек днища имеют размер 16х2 260х8 000 мм из стали 09Г2С по ГОСТ 19281 .

При монтаже днищ из рулонных заготовок вначале укладывают крайние полотнища, затем внахлёстку средние и сваривают. Окрайки частично сваривают между собой независимо от центральной части, но обязательно до монтажа первого пояса. Сварку листов производят в стык на подкладках. Приварку днища к окрайкам производят только после монтажа и сварки 3-его пояса корпуса резервуара .

2.3.1.2 Корпус резервуара Горизонтальное кольцевое соединение корпуса с окрайками выполняется в стык. Корпус приваривается к окрайкам днища двумя сплошными кольцевыми швами .

В цилиндрическом корпусе резервуара расположение листов поясов предусмотрено таким образом, чтобы выравнивание происходило по внутренней плоскости стенки резервуара .

Более толстые листы корпуса резервуара располагаются внизу, более тонкие – наверху. Наименьшая толщина листов корпуса 12 мм, наибольшая толщина листов корпуса 28 мм. Стенки резервуара выполнены из листов размером 2260х8000 сталь 09Г2С по ГОСТ 19281 .

–  –  –

Вертикальные стыки свариваются полуавтоматической сваркой. Горизонтальные стыки свариваются автоматической сваркой в среде СО2 .

2.3.1.3 Плавающая двухслойная крыша Плавающая двухслойная крыша обладает наилучшими эксплуатационными показателями. Она состоит из верхнего и нижнего настила, пространство между которыми разделено на ряд герметичных отсеков. Для настила плавающей крыши применяются листы размером 5х1 500х6 000мм сталь Ст3сп5-св по ГОСТ 14637. Между верхним и нижним настилом образуется воздушная прослойка, которая является тепловой изоляцией, предохраняющей нефтепродукт от нагревания и интенсивного испарения. Отсеки поступают готовыми в виде отдельных кассет. При монтаже кассеты собираются в один диск и свариваются между собой непрерывным сплошным швом. Верхний настил крыши имеет уклон к центру для обеспечения стока дождевых вод в дренажную систему и отвода за пределы резервуара .

В нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки. Крыша оборудуется дренажным устройством из стальных труб диаметром 100 мм, которое одновременно используется для отвода статического электричества с плавающей крыши на корпус резервуара .

Зазор между плавающей крышей и корпусом резервуара герметизируется уплотнением .

2.3.1.4 Дренажное устройство Одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей является дренажная система, предназначенная для отвода в канализацию дождевых вод с поверхности крыши. Для обеспечения стока воды с поверхности крыши ей придаётся постоянный уклон к центру, где устанавливается водоприёмник. Применяется дренажное устройство жёсткой конструкции – из стальных труб, соединённых между собой шарнирными устройствами. Дренажное устройство присоединено к водоприёмнику и к патрубку, приваренному к нижней части первого пояса стенки резервуара .

С наружной стороны на патрубке устанавливается задвижка для предупреждения утечки нефтепродукта в случае повреждения дренажной системы .

При эксплуатации резервуара задвижка должна быть закрыта. Она открывается только при выпадении осадков .

2.3.1.5 Лестницы, площадки Лестницы для подъёма на резервуар выполняются кольцевыми – опирающимися на стенку резервуара .

Ограждение устанавливается по всему периметру крыши, по наружной стороне площадок .

2.3.1.6 Заземление плавающей крыши Предусмотрено для отвода статистического электричества с крыши на корпус резервуара .

Плавающая крыша заземляется на корпус резервуара через дренажную систему или катучую лестницу .

2.3.1.7 Оборудование плавающей крыши Для обеспечения вентиляции в опорожнённом резервуаре на крыше устанавливают люки-лазы диаметром 610 мм. В рабочем положении эти люки закрываются крышками с уплотнительными прокладками. На плавающей крыше устанавливаются дыхательные клапаны, размер которых выбирается в зависимости от скорости заполнения или опорожнения резервуаров .

–  –  –

3.1 Исходные данные для расчёта и конструирования Большую часть сооружений, предназначенных для хранения газов и жидкостей представляют собой оболочки вращения, т. е. пространственные формы, поверхность которых получена вращением какой-либо кривой (меридиана) вокруг неподвижной оси. Поскольку в этом классе конструкций толщина оболочки всегда намного меньше её радиуса 0, 2, то все они являются r тонкостенными оболочками .

Нагрузки, действующие на резервуар Основной эксплуатационной нагрузкой, действующей на стенку вертикального цилиндрического резервуара, является гидростатическое давление столба жидкости.

Величина этого давления на любом уровне может быть определена по формуле:

r x r g H x, (2) r – плотность нефти или нефтепродукта;

где g – ускорение свободного падения;

Н – высота резервуара;

х – текущая координата с началом в месте сопряжения стенки с днищем .

Днище резервуара передаёт всю нагрузку от давления жидкости на основание, и поэтому его можно считать ограждающей частью конструкции, за исключением краевой зоны (окрайков). Последняя находится под действием изгибающего момента, возникающего в краевой зоне стенки .

При расчёте плавучести плавающей крыши нагрузкой являются собственный её вес, а также масса воды при возможном заливании поверхности крыши атмосферными осадками .

Величину каждого вида нагрузки для обеспечения безопасной работы конструкции при расчёте берут со следующим коэффициентом перегрузки n:

3.2 Расчёт стенки вертикального резервуара

Расчёт конструкций резервуара и, в частности, определение толщины его стенки по поясам ведётся по предельному состоянию. Поскольку стенка резервуара работает главным образом на растяжение, то расчёт последнего по предельному состоянию сводится в основном к введению в расчётные формулы дифференцированных коэффициентов безопасности (коэффициентов запаса), т. е. коэффициента перегрузки n и коэффициента условий работы m. Введение этих коэффициентов (различных для разных элементов конструкции) позволяет увеличивать или уменьшать запас прочности того или иного элемента в зависимости от его назначения и вида действующей на него нагрузки. Это, в свою очередь, позволяет более рационально использовать материал и его несущую способность и, следовательно, более экономично его расходовать .

Напряжения в цилиндрической оболочке определяют по формуле:

r r. (3)

–  –  –

Исходные данные: толщина первого пояса стенки = 28 мм, толщина окрайков днища окр=16 мм; масса стенки Gст = 506,421 т; плотность нефтепродукта = 910-4 кг/см3 .

3.4 Расчёт плавающей крыши Для создания плавучести плавающей крыши прежде всего необходимо определить объём погруженной части понтонного кольца крыши, обеспечива

–  –  –

Глава 4. Технология строительных и монтажных работ

4.1 Определение номенклатуры и объёмов внутриплощадочных подготовительных и основных строительно-монтажных работ

–  –  –

4.2 Ведомость трудовых затрат и машино-смен на подготовительные и основные строительно-монтажные работы Составляем ведомость затрат труда и машинного времени на подготовительные и основные строительно-монтажные работы используя ведомость объмов работ .

Трудоёмкость работ и затраты машинного времени определяем по [27] и результаты записываем в таблицу 8 .

Затраты труда на выполнение работ подготовительного периода, благоустройство территории, прочие работы и подготовку объекта к сдаче принимаем в процентах от трудоёмкости основных общестроительных работ .

Состав бригады рабочих по профессиям для монтажа металлоконструкций резервуара определяем по данным [36] и записываем в таблицу 10 .

–  –  –

4.3 Выбор монтажного крана. Определение исходных данных

Определяем предельные параметры монтируемых элементов: максимальный вес груза и максимальный вылет стрелы монтажного крана для трёх случаев работы кранами:

А) разгрузка рулонов днища резервуара;

Б) монтаж стенки резервуара;

В) монтаж блока плавающей крыши «карта 3А с обечайкой» на стойки в центре резервуара .

Определение исходных данных для варианта А Разгрузка рулонов днища резервуара Максимальный вес поднимаемого груза принимаем по таблице 11 .

–  –  –

Листы полотнищ днища размером 6х1500х6 000 мм из стали Ст 3 сп 5 по ГОСТ 14637 .

Максимальные вылеты крюка крана принимаем по монтажной схеме монтажа днища резервуара .

Рулоны днища устанавливаются в проектное положение монтажным краном, соответствующим следующим параметрам:

- для рулонов №1, №2 масса рулона 43 134 кг, вылет крюка крана 9,5 м;

- для рулона №3 масса рулона 52 939 кг, вылет крюка крана 8,5 м .

Определение исходных данных для варианта Б .

Монтаж стенки резервуара Максимальный вес поднимаемого груза принимаем по таблице монтажных элементов стенки резервуара 12 .

–  –  –

Максимальные вылеты крюка крана принимаем по монтажной схеме монтажа стенки резервуара .

Листы стенки устанавливаются в проектное положение монтажным краном, соответствующим следующим параметрам:

- вылет 10,3 м; грузоподъёмность на максимальном вылете 4 400 кг .

Определение исходных данных для варианта В .

Монтаж блока плавающей крыши «карта 3А с обечайкой» на стойки в центре резервуара Максимальный вес поднимаемого груза принимаем по таблице 13 .

–  –  –

Максимальные вылеты крюка крана принимаем по монтажной схеме монтажа плавающей крыши .

- вылет 34,0 м; грузоподъёмность на максимальном вылете 6 000 кг .

Для монтажа указанных конструкций принимаем монтажные приспособления согласно таблице 14 .

–  –  –

Выбор транспортных средств Эффективность использования транспортных средств в строительстве оценивают по техническим, технологическим и экономическим критериям .

Транспортные средства для перевозки строительных конструкций выбираем по таким критериям: техническим (грузоподъёмность, грузовместимость, габариты, маневренность и т. д.) и технологическим (обеспечение сохранности грузов) .

В таблице 15 расчёта грузопотока для осуществления строительства указаны объёмы перевозимых грузов и специализация транспорта для их перевозок .

На основании выбранных методов производства работ по выполнению строительного процесса, а также количественного состава бригады, принятого в графике производства работ, определяется количество строительных машин, оборудования, механизированного и ручного инструмента, оснастки и приспособлений, и приводится в таблице 16 .

–  –  –

Подготовка монтажной площадки Площадку вокруг резервуара спланировать, очистить от строительного мусора и посторонних предметов .

До начала монтажа выполняют следующие работы:

- устраивают на менее двух временных проездов (въездов) на монтажную площадку;

- подготавливают площадки вокруг основания (фундамента) для работы кранов и других механизмов в соответствии с требованиями ППР. Места работы кранов при подъёме рулонов и других конструкций резервуаров должны быть уплотнены до состояния, соответствующего требованиям технических характеристик применяемых кранов;

- подготавливают площадки для размещения временных помещений (производственных, административных, бытовых и др.), а также для общего складирования металлоконструкций и укрупнительной оборки;

- подводят техническую воду, электроэнергию для работы кранов, механизмов, сварочного и другого оборудования, а также осветительную электроэнергию;

- обеспечивают отвод поверхностных ливневых вод из зоны монтажной площадки;

- ограждают и обозначают зону монтажа предупредительными знаками согласно ГОСТ 23407-78 .

На площадку подвести временные автодороги со щебёночным покрытием для заезда грузоподъёмной техники и подачи конструкций резервуара. Толщина щебеночного слоя 200 мм .

Возле резервуара организовать площадки промежуточного складирования, укрупнения и подготовки к монтажу конструкций резервуара .

У резервуара установить силовой распределительный щит на 7 групп, подвести к нему кабель электропитания напряжением 380 В. Кабель проложить под землей, либо на низких опорах. В месте пересечения автодорог кабель защитить металлическими трубами. В местах производства работ установить ящики с рубильником для подключения электропотребителей с подключением их к распределительному щиту. Установить временные инвентарные здания согласно стройгенплану .

4.5 Монтаж днища Монтаж днища вести после приёмки основания и фундамента и составления акта приёмки основания под монтаж резервуара .

При приёмке основания и фундамента должны быть проверены:

- правильность разбивки осей резервуара;

- наличие обозначенного центра основания (в центре должен быть забит знак из трубы диаметром Ду 40 мм на глубину 500-600 мм);

- соответствие уклона основания проектному;

- отметки поверхности основания и фундамента;

- обеспечение отвода поверхностных вод от основания;

- соответствие гидроизоляционного слоя проектному .

Перед монтажом выполнить разметку фундамента для укладки окраек .

Кранами МКГ-25БР и МКГС-100 разложить кольцо окраек, собирая стыки между ними на остающейся подкладке с зазором клиновидной формы, равным у периферии 4-6 мм, а у другого конца стыка 10-I2 мм. Стыки закрепляют гребёнками и сваривают полуавтоматической сваркой в среде CO2, или ручной дуговой сваркой на длине 250 мм в местах примыкания стенки. Скобы удалить после сварки окраек между собой на длине 250 мм .

Центральная часть днища поступает на монтажную площадку 3-мя рулонами на полуприцепах. Каждый рулон разгружается одним краном МКГС-100 .

Рулоны укладываются на фундамент одним краном МКГС-100 и раскатываются тракторами .

Технологический процесс сборки и сварки днищ резервуаров и центральных частей плавающих крыш, монтируемых из рулонных заготовок с целью получения минимальных сварочных деформаций, должен предусматривать следующую последовательность:

- монтируют рулонированные полотнища днища резервуара и сваривают соединения между ними только на площади, закрываемой впоследствии днищем плавающей крыши не доваривая концы стыков на 2 м;

- после приварки на днище плит под опорные стойки и испытания сварных соединений днища резервуара на герметичность, монтируют полотнища плавающей крыши .

Листы 1-го пояса с окрайками и между собой соединяют при помощи сборочных приспособлений, обеспечивавших проектные зазоры между кромками .

Затем собирают полотнища днища резервуара с окрайками и приваривают их. В последнюю очередь заканчивают сварку соединений между полотнищами, которые оставляли не сваренными .

Сварку шва в месте таврового соединения первого пояса и окраек производят после монтажа 3-х поясов стенки резервуара .

4.6 Монтаж стенки Монтаж стенки резервуара вести кранами МКГС-100 и МКГ-25БР после сборки и выверки кольца из окраек и монтажа центральной части днища. Сборка и сварка стенки производится, начиная с нижнего пояса. Сборку вышележащих поясов производить только после окончательной выверки и сварки нижележащего пояса. Стенки резервуаров изготавливают и поставляют на монтажную площадку в виде отдельных вальцованных листов. На каждом листе заводом-изготовителем должен быть указан номер плавки и приложена копия сертификата .

Транспортировать и хранить вальцованные листы следует в контейнерах исключающих возможность их развальцовки и деформации .

До начала сборки стенки резервуара необходимо проверить:

- горизонтальность окраек днища,

- правильность геометрической формы листов стенки (радиус гибки),

- соответствие разделки кромок проекту и дополнительным техническим требованиям ППР .

В процессе полистовой сборки следует строго соблюдать очерёдность установки элементов, предусмотренную ППР. Особенно тщательно необходимо контролировать сборку и сварку первого пояса, так как его качество предопределяет правильность геометрической формы всей стенки резервуара .

Листы первого пояса устанавливают на окрайки по разметке. При этом необходимо следить за тем, чтобы расположение первого листа строго соответствовало требованиям ППР .

Размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм. Размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов – не менее 500 мм .

В процессе сборки необходимо контролировать геометрическую форму стенки резервуара по поясам, совладение кромок и зазоры в вертикальном и горизонтальном стыках. Последний (замыкающий) лист пояса обрезают по месту с разделкой кромок и обеспечением проектного зазора .

Стенку резервуара монтируют с обеспечением устойчивости от ветровых нагрузок, раскрепляя её расчалками или используя при оборке и сварке металлические подмости, конструкция которых предусматривает восприятие ветровых нагрузок .

4.7 Сварка стенки Вертикальные стыки пояса, а также горизонтальный стык между поясами сваривают одновременно несколько сварщиков, расположенных равномерно по окружности и двигающихся по мере сварки в одну сторону .

Сварка вертикальных стыков стенки производится полуавтоматической сваркой в среде СО2 .

Сварка горизонтального шва производится автоматической сварочной установкой под слоем флюса одновременно с двух сторон .

Для сварки горизонтального шва первого и второго поясов:

- зачистить механическим способом кромки и вышлифовать начало вертикальных швов в тех местах, где произошло сплавливание их с первым поясом. Установить зазор 2 мм в горизонтальном стыке по всей длине. Зачистить кромки и прилегающие к ним поверхности механическим способом на расстоянии 50 мм до металлического блеска;

- поставить прихватки на горизонтальном стыке ручной дуговой сваркой или полуавтоматической сваркой в среде CO2. Зачистить прихватки механическим способом;

- для сварки горизонтального шва краном навесить на второй пояс установку для автоматической сварки под слоем флюса;

- автоматическую сварку горизонтального шва вести одновременно с двух сторон снаружи и изнутри. После сварки горизонтального шва очистить от шлака и брызг, произвести контроль внешним осмотром и измерением (ВИК), поставить клеймо, номер стыка и предъявить на контроль специалисту по контролю .

Сборку и сварку третьего и последующего поясов стенки резервуара выполнять аналогично второму поясу .

При сборке и сварке стенки применять инвентарные кольцевые подмости, выполненные из элементов ветрового кольца, а также катучие подмости и лестницы .

4.8 Монтаж плавающей крыши Монтаж плавающей крыши резервуара начать после сборки и сварки центральной части днища резервуара параллельно со сборкой и сваркой двух поясов стенки резервуара. Сборку плавающей крыши вести на проектной отметке 2,100 мм на временных монтажных стойках СТ-1 .

Монтаж вести поэтапно:

Этап 1 Уложить краном рулон с картой 3А нижнего настила на днище в стороне от центра и раскатать его на днище. На развёрнутой карте 3А смонтировать краном МКГС-100 обечайку. В центре резервуара установить 8 пар стоек СТ-1 .

Краном МКГС-100 уложить блок «карта ЗА с обечайкой» на стойки в центре резервуара. Краном МКГС-100 смонтировать на блок «карта ЗА с обечайкой»

карту 3С верхнего настила с ребрами .

Этап 2 Произвести установку 36 пар стоек СТ-1 для 12 коробов №1, укрупнить и смонтировать краном МКГС-100 короба №1 и после выверки и подгонки стыков сварить их с картой 3А .

Этап 3 Произвести укрупнение и установку коробов №2 краном МКГС-100 на 24 пары стоек СТ-1 .

Этап 4 Произвести установку и сварку нижних доборных элементов, применяя для укладки опорные уголки и стойки СТ-1: карт 2А краном МКГС-100; карт 1А краном МКГ-25БР или краном МКГС-100 .

Этап 5 Произвести установку и сварку верхних доборных элементов: карт 2В краном МКГС-100; карт 1В краном МКГ-25БР или краном МКГС-100 .

Этап 6 Произвести укладку доборных элементов 1С и сварку их с ранее установленными коробами №1 и картой 3С .

Произвести разметку опорных стоек плавающей крыши, приварку направляющих патрубков, установить 28 проектных стоек, обеспечив проектную высоту нижней деки .

Опустить посредством регулировочных винтов 92 пары временных стоек СТ-1 на 50-100 мм и убрать их из-под плавающей крыши .

Замыкающие доборные элементы нижней и верхней деки должны иметь монтажный припуск по ширине примерно 150-200 мм .

Временные стойки СТ-1 удалить из-под плавающей крыши через овальный люк-лаз и монтажный люк Dу = 1000 мм в плавающей крыше .

4.9 Монтаж ветрового кольца жёсткости Монтаж ветрового кольца вести краном МКГ-25БР или МКГС-100 после монтажа восьмого пояса стенки .

Крепление ветрового кольца к стенке вести из люльки автогидроподъёмника АГП-22 .

Кольцевую лестницу монтировать после окончания монтажа стенки .

4.9.1 Контроль качества Качество монтажных швов стыка и днища резервуаров, монтируемых полистовым методом, контролируется посредством систематической проверки соблюдения технологического процесса, внешнего осмотра, проверки размеров и испытания на непроницаемость и герметичность (керосином, вакуумприбором и пр.) всех швов .

Контроль сварных соединений на монтаже включает следующие методы:

- внешний осмотр и измерение (ВИК);

- испытание на непроницаемость и герметичность смачиванием керосином или вакуум-камерой;

- рентгенопросвечивание проникающими излучениями;

- ультразвуковая дефектоскопия;

- контроль магнитопорошковым или капиллярным (цветным) методами .

Перед контролем сварные соединения должны быть тщательно очищены от шлака, сварочных брызг и других загрязнений .

Контролю внешним осмотром и измерением подвергают все сварные соединения. Недопустимые дефекты должны быть устранены .

Результаты контроля и качество ремонта должны быть отражены в журнале сварочных работ .

Сварные соединения днищ резервуаров, центральных частей плавающих крыш следует проверять на непроницаемость вакуумированием, а сварные соединения закрытых коробов плавающих крыш избыточным давлением .

Непроницаемость сварных соединений стенок резервуаров с днищем и вертикальных монтажных сварных соединений стенок должна быть проверена керосином или вакуумом .

Контроль непроницаемости и герметичности сварных соединений вакуум-камерой должен производиться по специальной инструкции .

Контролю неразрушающими методами подлежат сварные соединения резервуаров объёмами 50 000 м3:

- в стенках резервуаров, сооружаемых полистовым методом, – все вертикальные стыковые соединения I и II поясов и 50% соединений III и IV поясов в местах примыкания этих соединений к днищу и пересечений о вышележащими горизонтальными соединениями;

- все стыковые соединения окраек днищ в местах примыкания к ним стенок .

После исправления дефектных участков швы должны быть подвергнуты повторному контролю .

4.10 Испытания и приёмка резервуаров Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности, устойчивости и герметичности конструкций .

Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями специально разработанных «Процедур гидроиспытания резервуара», согласованных с Заказчиком, которые должны быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний, необходимые чертежи трубопроводной сети для обеспечения испытаний водой и приспособлений для выполнения работ при испытаниях, продолжительность заполнения резервуара водой, выдержки под наливом, а также все технические требования проведения гидроиспытания резервуара .

До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию, монтажу конструкций, включая приёмораздаточные трубопроводы, сварке и контролю качества сварных соединений, оформлена и представлена заказчику в установленном порядке техническая документация, в том числе:

- сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями, в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов, представлены данные по сварочным работам, проведённым при изготовлении и результаты проверки качества сварных соединений;

- акт на приёмку основания резервуара под монтаж;

- результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара .

Для резервуаров с плавающей крышей должны бить представлены техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора и акты испытаний на герметичность коробов плавающей крыши после их монтажа .

Испытание резервуара без давления с плавающей крышей на прочность производится только на расчётную гидростатическую нагрузку наливом его водой до высоты, предусмотренной проектом .

Обеспечение водой для гидравлического испытания является обязанностью Заказчика, который должен подать воду как минимум до границы резервуарного парка. Дальнейшая разводка до резервуара является обязанностью подрядчика .

Место слива воды после гидроиспытания должен определить Заказчик .

Оно должно быть не далее границ резервуарного парка. Применение для испытания пресной или морской воды определяется Заказчиком .

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов .

При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи .

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины и стенке (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня указанного в технологической карте в зависимости от места расположения дефекта .

4.11 Техника безопасности При перекатывании рулонов как впереди, так и сзади их на расстоянии 10 м не должны находиться люди .

При развёртывании днища впереди рулона на расстоянии 15 м не должны находиться люди .

Рулон днища при обрезке удерживающих планок устанавливать таким образом, чтобы освобождающаяся при разрезании планок кромка полотнища была прижата массой рулона к основанию резервуара. При разрезании удерживающих планок последними разрезают крайние планки. При этом резчик должен располагаться у торца рулона .

При развёртывании полотнищ днища без перекатывания рулона необходимо применять страхующий канат, который устанавливают перед срезкой удерживающих планок .

Запрещается пребывание людей в зоне между развёрнутой частью полотнища и рулоном зоне развёртывания рулона .

К работе с электростанцией, сварочным агрегатом, труборезной машинкой, преобразователями типа ВД допускается электротехнический персонал с группой по электробезопасности не ниже II .

К работам по обслуживанию, ремонту, подключению и переключению электротехнического оборудования допускается оперативно-ремонтный персонал с группой по электробезопасности не ниже III .

До начала работ произвести проверку заземляющего устройства на сопротивление растеканию тока .

Перед началом применения сварочного оборудования произвести проверку его комплектности, исправности и наличие паспорта завода-изготовителя .

Строповку грузов производить в соответствии со схемами строповки. Для строповки предназначенного к подъёму груза применять стропа, соответствующие массе и характеру поднимаемого груза, с учётом числа ветвей и угла их наклона. Стропы общего назначения следует подбирать так, чтобы угол между их ветвями не превышал 90° .

Во время перерывов в работе не допускается оставлять поднимаемый груз на весу .

Не допускается выполнять монтажные работы при гололедице, грозе или тумане, ограничивающем видимость в пределах фронта работ, при скорости ветра 15 м/с и более .

Границу опасной зоны в размерах, обозначенных на схемах монтажа, оградить инвентарным стоечным ограждением, установленным согласно ГОСТ 23407-78 (шаг 6 м, высота 0,8 м). Доступ в неё посторонних лиц запрещен .

Площадка производства работ должна быть подготовлена для обеспечения безопасного производства работ. Подготовительные мероприятия должны быть закончены до начала производства работ. Окончание подготовительных работ на строительной площадке должно быть принято по акту о выполнении мероприятий по безопасности труда, оформленного согласно [25] .

Одновременный монтаж конструкций в двух или более ярусах по одной вертикали запрещён .

До начала работ необходимо установить порядок обмена условными сигналами между лицом, руководящим монтажом и машинистом крана. Все сигналы подаются только одним лицом (бригадиром, звеньевым, стропальщиком), кроме сигнала «Стоп», который может быть подан любым работником, заметившим опасность .

Строповку грузов производить в соответствии со схемами строповки. Для строповки предназначенного к подъёму груза применять стропа, соответствующие массе и характеру поднимаемого груза, с учётом числа ветвей и угла их наклона. Стропы общего назначения следует подбирать так, чтобы угол между их ветвями не превышал 90° .

Во время перерывов в работе не допускается оставлять поднимаемый груз на весу .

Не допускается выполнять монтажные работы при гололедице, грозе или тумане, ограничивающем видимость в пределах фронта работ, при скорости ветра 15 м/с и более .

На месте проведения огневых работ должны быть первичные средства пожаротушения:

- кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2х2 м – 2шт.;

- огнетушители пенные ОВП-10 ёмкостью по 10 л (каждый) .

До начала работ провести противопожарный инструктаж рабочим .

В местах проведения огневых работ необходимо принять следующие меры пожарной безопасности:

- при проведении огневых на строительных лесах и подмостях все деревянные конструкции должны быть защищены от попадания искр .

При проведении газосварочных и газорезательных работ запрещается:

- отогревать замёрзшие трубопроводы, вентили, редукторы и др. детали сварочных установок открытым огнём или раскалёнными предметами;

- допускать соприкосновение кислородных баллонов, редукторов сварочного оборудования с различными маслами, промасленной одеждой и ветошью;

- производить продувку шлангов для горючих газов кислородом и кислородных шлангов горючими газами, а также взаимозаменять шланги при работе .

Место установки сварочного агрегата, трансформатора, компрессора, баллона с кислородом и горючими газами должно быть очищено от сгораемых материалов в радиусе 5 м .

Работы на высоте вести с применением предохранительных монтажных поясов, закреплённых за недемонтируемые, надёжно закреплённые конструкции с оформлением наряда-допуска .

–  –  –

5.1 Краткое описание разработанного сетевого графика с анализом его технико-экономических показателей Строительство осуществляется в два периода подготовительный и основной .

В подготовительный период осуществляются работы по расчистке территории, разбивке осей проектируемых сооружений и строений, размещению комплекса временных зданий и сооружений, устройству временных дорог и подъездов, прокладка временных сетей водопровода, канализации, электроснабжения и связи, прокладка проектируемого водоснабжения, ограждению стройплощадки на период строительства, организации площадок складирования .

Подготовительный период технологически увязывается с основными строительно-монтажными работами .

В основной период строительства выполняются земляные работы по устройству котлованов под резервуар и ограждающие стены, устройство фундаментов под резервуар и ограждающие стены, монтаж днища, плавающей крыши, стенки, ветрового кольца, кольцевой лестницы, катучей лестницы, направляющих, переходных площадок, оборудования, гидравлические испытания, антикоррозионное покрытие, благоустройство территории и подготовка к сдаче .

Все СМР должны выполняться в строгой технологической последовательности, указанной ниже:

1 Земляные работы по устройству котлованов под резервуар .

2 Земляные работы по устройству котлованов ограждающие стены .

3 Устройство фундаментов под резервуар .

4 Устройство фундаментов под ограждающие стены .

5 Монтаж днища .

6 Монтаж плавающей крыши .

7 Монтаж стенки .

8 Монтаж ветрового кольца .

9 Монтаж кольцевой лестницы .

10 Монтаж катучей лестницы .

11 Монтаж направляющих .

12 Монтаж переходных площадок .

13 Монтаж оборудования .

14 Гидравлические испытания .

15 Антикоррозионное покрытие .

16 Благоустройство территории .

17 Подготовка к сдаче .

На критическом пути расположены в подготовительный период работы по срезке растительного слоя, устройству временного ограждения территории и по устройству временных зданий и сооружений. В основной период строительства на критическом пути расположены работы по устройству котлована под резервуар, устройству фундамента под резервуар, монтаж днища, плавающей крыши, стенки, ветрового кольца, кольцевой лестницы, катучей лестницы, направляющих, переходных площадок, оборудования, гидравлические испытания, антикоррозионное покрытие, благоустройство территории и подготовка к сдаче .

От своевременного выполнения работ расположенных на критическом пути зависит продолжительность строительства объекта .

Таблица 16 – Технико-экономические показатели по сетевому графику Наименование показателей Ед. изм. Значение показателя м3 Строительный объём: 50 000 Трудоёмкость проекта чел-дн. 18184 Трудоёмкость на 1 м3 чел-дн. 0,364

Общая продолжительность строительства:

- нормативная дни 286

- планируемая дни 281 в т. ч. подготовительный период дни 44 Максимальная численность работающих чел. 70

5.2. Расчёт потребности во временных зданиях и сооружениях

а) Определим численность работающих на строительной площадке Nр = 1,06(N + ИТР + МОП), где N – максимальное число работающих в самую многочисленную смену N = 80 чел .

ИТР = 0,06 · N = 0,06 · 80 = 4,8, принимаем 5 человек;

МОП = 0,04 · N = 0,04 · 80 = 3,2, принимаем 3 человека;

К = 1,06 – коэффициент, учитывающий отпуска работников и др.;

Nр = 1,06 (80 + 5 + 3) = 93,2 чел. Принимаем численность 93 чел .

Глава 6. СТАНДАРТИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

Необходимо вести непрерывный и тщательный контроль за качеством выполняемых работ. В конструкциях резервуарного типа особенно важны правильность геометрических размеров сооружения и высокое качество сварки, которая должна обеспечить плотность и прочность соединений .

Отступление от технических условий, требований проекта и технологического процесса на одной из операций обязательно приведёт к снижению качества, порче материалов и изделия. Небрежность, допущенная в процессе сварки днища и стенки резервуара, впоследствии вызывает серьёзные аварии. В процессе возведения резервуара надо контролировать каждую операцию и каждый вид работ .

Тщательной проверке подлежат песчаное основание, его геометрические размеры, величина конуса, качество изоляционной массы. Перед укладкой элементов днища проверяют их размеры, величину нахлёстки, обработку кромок .

Качество сборки первого пояса стенки определяет геометрию всего резервуара, поэтому перед началом сборки первого пояса стенки необходимо:

- проверить горизонтальность кольца окрайков;

- проверить размеры листов первого пояса стенки (длина, ширина, радиус вальцовки листов). Особое внимание обращать на точность подготовки кромок в вертикальных стыковых соединениях;

- произвести контрольную проверку радиуса установки первого пояса с помощью разметочного приспособления и мерной ленты;

В процессе сбора первого пояса строго контролировать местоположение листов по проекту, зазор в стыках, расстояние от швов окрайки до вертикального стыка должно быть не менее 100 мм .

После сборки первого пояса шаблоном проверить его цилиндричность у окрайков и верхней кромки. По окончании сварки вертикальных стыков и контроля шаблоном увода кромок, дать стыку остыть, затем снять сборочные приспособления, срезать шайбы. Места среза зашлифовать механическим способом, если есть дефекты, вырывы и раковины, эти места подварить электродами типа Э 50А, диаметром 3 мм .

Места подварки зашлифовать заподлицо с основным металлом и проконтролировать цветной дефектоскопией .

Полуавтоматическую, ручную дуговую сварку вести одновременно с двух сторон снаружи и изнутри. После сварки кольцевого шва очистить его от шлака и брызг, произвести внешний осмотр и измерения (ВИК), а затем произвести контроль цветной дефектоскопией снаружи и изнутри .

Перед сборкой второго пояса замерить длину окружности первого пояса внизу и вверху. Проверить соответствие размеров листов второго пояса стенки проектным (длину, ширину и радиус вальцовки), проверить разделку кромок .

Подать краном первый лист второго пояса и установить в проектное положение, используя при этом зазорные пластины толщиной 2 мм .

Последующие листы второго пояса установить при помощи крана и собрать их между собой, используя сборочные приспособления, регулируя зазор в вертикальных стыках согласно проекту 2 мм .

В процессе монтажа контролировать следующие параметры:

- соответствие местоположения листа проектному;

- вертикальность листов;

- соответствие собранного стыка проектному (величина зазора, совпадение кромок листов) .

После сварки все сварные швы подлежат контролю в соответствии с планом контроля качества .

Готовая стенка резервуара должна соответствовать следующим показателям отклонений формы:

- отклонение по радиусу на высоте 300 мм от уторного шва ± 30 мм;

- предельное отклонение верха обечайки от вертикали не должно превышать 60 мм;

- местные отклонения (выпучивания) вертикальных и горизонтальных швов не должно превышать 12,7 мм. Отклонения определяются шаблоном длиной 1 000 мм, выполненным по номинальному радиусу стенки резервуара;

- отклонение по высоте стенки +20 мм .

В процессе сборки второго пояса контролировать вертикальность листов, зазор в вертикальном и горизонтальном стыках, смещение кромок .

После сборки второго пояса проверить его цилиндричность шаблоном .

Во время сварки вертикального стыка и после неё необходимо следить за уводом кромок с помощью шаблона .

По окончании сварки вертикального стыка и контроля шаблоном увода кромок, снять сборочные приспособления, предварительно дав стыку остынуть, срезать шайбы. Места среза зашлифовать механическим способом, вырывы, подрезы подварить, зашлифовать и проконтролировать цветной дефектоскопией .

Вертикальные швы очистить от шлака и брызг, зашлифовать все наплывы (неровности), поставить клеймо и номер стыка и предъявить на контроль .

Для сварки горизонтального шва зачистить механическим способом кромки и вышлифовать начало вертикальных швов в тех местах, где произошло сплавливание их с первым поясом. Установить зазор в горизонтальном стыке по всей длине 2 мм .

Автоматическую сварку горизонтального шва вести одновременно с двух сторон снаружи и изнутри. После сварки горизонтального шва очистить от шлака и брызг, произвести внешний осмотр и измерения (ВИК), поставить клеймо и номер стыка и предъявить на контроль согласно таблице 10.1 .

Сборку и сварку третьего и последующих поясов стенки резервуара выполнять аналогично второму поясу Смещение кромок при сборке горизонтальных и вертикальных стыков не должно превышать 1 мм .

После сварки все сварные швы подлежат контролю в соответствии с планом контроля .

6.1 Мероприятия по охране труда и технике безопасности При производстве работ строго соблюдать СНиП 12-03-1999. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования, СНиП 12-04-2001 .

Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство и Правила производственной санитарии .

6.2 Подготовительные мероприятия До начала производства работ разрабатывается проект производства работ (ППР), состоящий из пояснительной записки и технологических карт на отдельные виды работ .

С проектом производства работ знакомятся все инженерно-технические работники, рабочие и машинисты кранов под расписку .

6.3 Подготовка площадки Площадка производства работ должна быть подготовлена для обеспечения безопасного производства работ. Подготовительные мероприятия должны быть закончены до начала производства работ. Окончание подготовительных работ на строительной площадке должно быть принято по акту о выполнении мероприятий по безопасности труда, оформленного согласно [24] .

Пути движения монтажных кранов ограждаются капроновым канатом .

Открытые траншеи и котлованы должны быть ограждены и обеспечены трапами для спуска людей в котлован .

Колодцы инженерных сетей также должны быть ограждены, а люки закрыты .

Грузоподъёмные механизмы, такелажные приспособления и монтажное оснащение допускается в эксплуатацию только после проверки и испытания по правилам Госгортехнадзора .

Монтажная зона должна быть огорожена ограждением высотой не менее 1 м .

В монтажной зоне разрешается находиться только такелажникам .

Проезды и проходы необходимо регулярно очищать .

Ширина проходов к рабочим местам и на рабочих местах должна быть не менее 0,6 м, а высота проходов в свету не менее 1,8 м .

Нахождение людей, не имеющих непосредственного отношения к производству работ, в опасных зонах категорически запрещается .

6.4 Производство земляных работ Производство земляных работ в зоне действующих подземных коммуникаций производить в присутствии представителя эксплуатирующей службы, после предварительной трассировки их на местности .

При разработке грунта в непосредственной близости от действующих подземных коммуникаций пользоваться ударными инструментами (кирками, клиньями и пневматическими инструментами) ЗАПРЕЩАЕТСЯ .

6.5 Монтажная площадка Границу опасной зоны в размерах, обозначенных на схемах монтажа, оградить инвентарным стоечным ограждением, установленным согласно ГОСТ 23407-78 (шаг 6 м, высота 0,8 м). На канат навесить знаки безопасности по ГОСТ Р 12.4.026-2001. Доступ в неё посторонних лиц запрещён .

Монтажная площадка должна обеспечивать свободный доступ обслуживающего персонала и механизмов к конструкциям, иметь ограждения опасных зон и предупредительные надписи. Для прохода через траншеи необходимо проложить инвентарные трапы .

6.6 Производство монтажных работ Перед началом операций рабочие должны быть ознакомлены с содержанием ППР и проинструктированы по безопасным методам ведения работ .

До начала работ необходимо установить порядок обмена условными сигналами между лицом, руководящим демонтажём и машинистом крана. Все сигналы подаются только одним лицом (бригадиром, звеньевым, стропальщиком), кроме сигнала «Стоп», который может быть подан любым работником, заметившим опасность .

Рулон днища при обрезке удерживающих планок устанавливается таким образом, чтобы освобождающаяся при разрезании планок кромка полотнища была прижата массой рулона к основанию резервуара. При разрезании удерживающих планок последними разрезаются крайние из них. При этом резчик должен располагаться у торца рулона .

При развёртывании днища резервуара люди не должны находиться впереди рулона на расстоянии 15 м .

Опасную зону необходимо оградить предупредительными знаками .

Работы на высоте вести с применением предохранительных монтажных поясов, закреплённых за не демонтируемые, надёжно закреплённые конструкции с оформлением наряда-допуска .

Следует избегать ведения работ в два и более яруса по одной вертикали .

В случае необходимости ведения двух или многоярусных работ необходимо оградить рабочие места от возможного падения с ярусов инструмента и других предметов. Одновременный монтаж конструкций в двух или более ярусах по одной вертикали запрещён .

При установке элементов кольца жёсткости запрещается пребывание людей под устанавливаемыми элементами .

Вновь изготовленные леса, люльки, предусмотренные ППР должны соответствовать технической документации, утверждённой в установленном порядке. Подвеску люлек следует производить под наблюдением инженернотехнического персонала .

He допускается пребывание людей на демонтируемых блоках, во время их перемещения .

Демонтаж каждого последующего блока следует производить только убедившись в надёжной фиксации, обеспечивающей неподвижное положение оставшихся блоков .

6.7 Производство огневых работ На месте проведения огневых работ должны быть первичные средства пожаротушения, окрашенные в соответствии с требованиями НПБ-160-97 «Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности»:

- кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2х2 м – 2шт.;

- огнетушители пенные ОВП-10 ёмкостью по 10 л (каждый) .

До начала работ провести противопожарный инструктаж рабочим .

В местах проведения огневых работ необходимо принять следующие меры пожарной безопасности:

- устранить возможность проникновения огнеопасных газов и паров нефтепродуктов к месту проведения огневых работ;

- в радиусе 15 м от места огневых работ площадка должна быть очищена от мусора, разлитых нефтепродуктов и пр. горючих предметов;

- место, где были пролиты нефтепродукты, засыпать песком слоем не менее 5 см;

- при проведении огневых на строительных лесах и подмостках все деревянные конструкции должны быть защищены от попадания искр .

При проведении огневых работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

- приступать к работе при неисправной аппаратуре;

- производить огневые работы на свежеокрашенных конструкциях, изделиях;

- использовать одежду и рукавицы со следами масел, жиров, бензина, керосина и других горючих жидкостей;

- хранить в сварочных кабинах одежду, ЛВЖ, ПК, и др. горючие материалы;

- допускать к самостоятельной работе учеников, а также работников, не имеющих квалификационного удостоверения и талона по технике пожарной безопасности;

- допускать соприкосновение электрических проводов с баллонами со сжатыми, сжиженными или растворёнными газами;

- производить работы на аппаратах и коммуникациях заполненных горючими и токсичными веществами, а также находящимися под электрическим напряжением .

Место проведения сварочных работ должно быть защищено от ветра, атмосферных осадков и попадания загрязнений .

При проведении газосварочных и газорезательных работ

ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

- отогревать замёрзшие трубопроводы, вентили, редукторы и др. детали сварочных установок открытым огнем или раскалёнными предметами;

- допускать соприкосновение кислородных баллонов, редукторов сварочного оборудования с различными маслами, промасленной одеждой и ветошью;

- производить продувку шлангов для горючих газов кислородом и кислородных шлангов горючими газами, а также взаимозаменять шланги при работе .

3АПРЕЩАЕТСЯ:

- производить сварочные работы во время грозы, дождя, снегопада;

- оставлять электрод в электрододержателе во время перерыва и по окончании работ;

- пользоваться электродами при отсутствии сертификата, с отсыревшим и повреждённым покрытием;

- использовать спецодежду и рукавицы со следами масла, жиров и других горючих жидкостей;

- использовать в качестве обратного провода сети заземления .

При сварке следует помнить, что углекислый газ сварочных полуавтоматов является более тяжёлым, чем воздух и скапливается в нижних частях, поэтому следует организовать вытяжную вентиляцию для газов, скапливающихся ниже зоны сварки .

6.8 Гидроиспытания До начала испытаний должно быть назначено ответственное лицо – руководитель испытаний, а все работники, принимающие в них участие, должны обязательно пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ непосредственно на местах их выполнения с соответствующим письменным оформлением .

На всё время испытаний устанавливается обозначенная предупредительными знаками граница опасной зоны с радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием .

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытаний должны быть расположены за пределами обвалования на расстоянии не менее двух диаметров резервуара и сконцентрированы в одном месте под навесом .

Для обеспечения безопасного ведения работ в период гидравлических испытаний необходимо в процессе наполнения или опорожнения резервуара водой, а также при перерывах в испытаниях (ночное время, время контрольной выдержки и т. п.) открывать смотровой и замерный люки на крыше .

Во время заполнения резервуара водой допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин после достижения водой установленного уровня .

6.9 Охрана окружающей среды При строительстве резервуара возможны краткосрочные отрицательные воздействия на природную среду – это загрязнение поверхности отходами строительного производства (разливы ГСМ, химически стойкие материалы, древесные остатки, тара, бочки, упаковка, строительные материалы, элементы железобетонных и стальных конструкций), загрязнение поверхностных и подземных вод .

Производство строительно-монтажных работ, движение машин и механизмов вне отведённой под строительство территории и в местах, не предусмотренных проектом производства работ, запрещается .

Временные автомобильные подъездные пути должны устраиваться в местах, согласованных с землепользователями, и с учётом требований по предотвращению повреждения лесных угодий и древесно-кустарниковой растительности .

При пересечении подъездными путями водотоков необходимо возведение водопропускных устройств под технологическим проездом, исключение деформации русла, подрезки склонов, загрязнение поверхностных вод строительными отходами и ГСМ .

При расчистке площадки от леса не допускается непредусмотренное проектной документацией сведение древесно-кустарниковой растительности, образование завалов, засыпка грунтом корневых шеек и стволов растущих деревьев и кустарника .

При устройстве отвалов грунта должна быть исключена возможность подпора талых и поверхностных вод на участках, расположенных за пределами территории отвода .

Защитные противооползневые мероприятия должны выполняться в строгом соответствии с проектом .

Производственные и бытовые стоки, образующиеся на строительной площадке, должны очищаться и обезвреживаться .

Запрещено для производства строительных работ брать песок со дна и берегов ручьев и рек без разрешения органов охраны окружающей среды и рыбнадзора. Эти материалы должны добываться в специальных карьерах .

Заключение Проект на строительство резервуара объёмом 50 000 м3 разработан в соответствии с заданием на дипломное проектирование. Особое внимание при разработке проекта было уделено технологии монтажа резервуара и расчётноконструктивному разделу .

С учётом современных передовых методов строительства резервуаров большой ёмкости разработаны подробные технологические карты на монтаж днища и стенки резервуара, выполнены расчёты по организации и экономике строительного производства .

Расчёты конструкций и узлов резервуара выполнены расчётноаналитическим методом и с применением программного комплекса «Lira Windows 8.0» .

В пояснительной записке подробно освещены вопросы контроля качества и безопасные методы производства строительно-монтажных работ .

Уделено внимание обеспечению противопожарной безопасности, безопасности жизнедеятельности на производстве и защите населения в чрезвычайных ситуациях .

Предложенная в проекте технология монтажа стенки резервуара уменьшает сроки возведения по сравнению с традиционной технологией .

Проект выполнен для реального объекта и может быть рекомендован к применению при разработке технологической документации на строительство резервуаров большой ёмкости .

ЧАСТЬ 2. РЕМОНТ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ,

ТЕРМИНАЛОВ И ХРАНИЛИЩ

–  –  –

1.1 Классификации методов ремонта резервуаров Подавляющая часть выполняемых ремонтов сводится к исправлению имеющихся в конструкции РВС дефектов .

К наиболее часто встречаемым дефектам следует отнести:

– дефекты монтажных сварных швов;

– коррозионные повреждения уторного шва, первого пояса стенки, окрайков, стропил и полотнища днища;

– осадки резервуаров;

– недопустимые отклонения образующих стенок от вертикали;

– хлопуны на днище;

– хлопуны и гофры на стенке РВС .

Наибольшая часть выполняемых ремонтов приходится на исправление коррозионных повреждений I пояса стенки, окрайки и полотнища днища, а также исправление геометрического положения стенки РВС .

Предлагается следующая классификация методов ремонта РВС (рис. 22) .

Классификация обобщает более чем 15-летний опыт диагностирования и разработки проектов ремонта. Одной из основных причин, существенно влияющих на снижение уровня эксплуатационной надёжности резервуаров является неравномерная осадка наружного контура днища. Несмотря на то, что большая часть РВС сооружена на искусственных основаниях и фундаментах, ошибки проектных изысканий, изменение гидрогеологических условий района строительства, неоднородность грунтов приводят к развитию неравномерных осадок оснований резервуаров. Согласно работы около 50% резервуаров, эксплуатируемых на Северо-западе, в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в той или иной степени нуждаются в исправлении геометрической формы .

1.2 Способы ремонта резервуаров путём их подъёма или опускания В настоящее время существует большая потребность в работах, связанных с восстановлением проектного положения крупногабаритных резервуаров .

С удалением районов строительства крупных хранилищ нефти в места со слабонесущими, переувлажнёнными грунтами потенциально закладывается возможность развития неравномерных осадок оснований РВС. Поэтому важно разработать и научно обосновать простой и безопасный метод подъёма крупногабаритных резервуаров .

Рисунок 22 – Классификация методов ремонта РВС В настоящее время существует несколько способов ремонта, позволяющих устранить различные виды осадок резервуаров.

Все технологии можно разделить на два принципиально различных вида:

- технологии, предусматривающие опускание приподнятой части резервуара;

- технологии, предусматривающие подъём осевшей части резервуара. К первому типу относится метод желонок (горизонтального бурения). Суть метода поясняется на рис. 23. При помощи желонок бурятся отверстия под корпусом РВС. Диаметр желонок изменяется от 30 до 200 мм. Отверстия выполняются на нескольких уровнях по вертикали с шагом по периметру 1,25 м. После этого резервуар заполняется водой или нефтепродуктом, основание в месте ослабления отверстиями деформируется. При необходимости пробуренные отверстия разрушают воздуходувкой или струей воды .

Рисунок 23 – Способ ремонта резервуара при помощи желонок

Как отмечается в работах авторов, этим методом удаётся исправить осадки порядка 5-6 см, иногда до 10 см, но он обладает большой трудоёмкостью .

Приводится пример одного из ремонтов, когда было пробурено 3 500 отверстий за 20 дней. Кроме того, таким способом можно исправить только осадки типа «крен» .

Подобный метод устранения осадки разработан в УНИ В. В. Любушкиным. Отличие заключается в том, что для ослабления несущей способности основания используется траншея (рис. 24). При воздействии веса от заполненного резервуара происходит выдавливание грунта из-под резервуара в предварительно выкопанную траншею .

В способе, предложенном УНИ (Уфимским нефтяным институтом), на практике очень сложно следить за изменением осадки в процессе заполнения резервуара и, по-видимому, невозможно остановить быстрый рост осадок (например, при потере устойчивости массива грунта) вследствие большой инертности «нагружающего устройства». Видимо, поэтому, несмотря на очевидную простоту, данные способы широкого практического применения не нашли.  

Рисунок 24 – Способ, разработанный УНИ

Следующим способом ремонта резервуаров является способ двойного днища, применение которого для реконструкции действующих резервуаров, имеющих большой крен, дало хорошие результаты. Суть метода заключается в том, что на старом днище устраивается песчаная подушка и гидроизолирующий слой, монтируется новое днище и контурная плита (окрайка днища), удаляется часть стенки между старым и новым днищем, устраняется крен резервуара, затем приваривается днище к контурной плите и последняя к стенке. Этот метод позволяет устранить крен в пределах 1/500–1/300. Недостатком метода двойного днища является большая трудоёмкость и большой объём сварочномонтажных работ. В отечественной практике этот метод также широко применяется. Самой распространённой ошибкой при реализации данного метода является жёсткое закрепление старого и нового полотнища днища и «подвешивание» окрайков .

Рассматриваемые далее способы относятся к технологии, предусматривающей подъём осевшей части резервуара .

В работе предлагается поднимать резервуар при помощи воздушной подушки. Сжатый воздух закачивается в специальные скаты, закреплённые на первом поясе резервуара и под днище РВС (рис. 25). Затем в образовавшееся пространство тремя насосами закачивают специальный быстросхватывающийся раствор. Приводится пример подъёма этим способом крупногабаритного резервуара диаметром 76,5 м (его масса составляла 17 МН, давление под резервуаром достигало 0,004 МПа). Автор указывает, что таким способом удавалось поднимать и перемещать довольно крупные резервуары, а после ремонта основания вновь возвращать их на проектное положение .

По сравнению с другими способами подъёма преимущество этого заключается в том, что не нужно применять дополнительных мер к обеспечению прочности днища, поскольку оно равномерно поднимается вместе со стенкой. В то же время для производства работ требуется произвести дополнительную отсыпку грунта шириной 1,5-2 м, учитывая то, что диаметр резервуара составлял 76,5 м, получается значительный объём земляных работ. Для реализации проекта японскими фирмами использовались специальные материалы для скатов на основе нейлона, разнообразная строительная техника, например бетоносмесители двухковшовые с электронными дозаторами для приготовления быстросхватывающегося раствора, цементное хранилище на 600 кН с автоматическим подсчётом выдачи и многое другое. Очевидно, что применение этого способа ремонта в наших условиях крайне проблематично .

По данным компании IТАС, большая часть неравномерных осадок резервуаров в США устраняется при помощи воздушных подушек-домкратов .

При этом предпринимаются дополнительные меры по обеспечению жёсткости днищ. Сами подушки изготавливаются из современных высокопрочных материалов, используемых даже при производстве бронежилетов. Для нагнетания воздуха применяются обычные компрессоры .

Известен способ подъёма РВС при помощи наращивания обвалования и заполнения его водой. При этом резервуар всплывает. Очевидно, что для проведения дальнейших работ по ремонту необходима специальная техника, в частности манипуляторы. Этот способ также описан японскими исследователями .

Рисунок 25 – Подъём резервуара при помощи воздушной подушки

Основным способом, применяемым как у нас в стране, так и за рубежом, является способ с использованием механических подъёмных устройств .

Действующей инструкцией по ремонту резервуаров предусматривается осуществлять подъём РВС в следующей последовательности. Резервуар освобождают от нефтепродукта, пропаривают и дегазируют, после чего к стенке резервуара через 2,5-3,0 м приваривают рёбра жёсткости из двутавра №20 длиной 6-8 м. Под эти двутавры подводят домкраты и осуществляют подъём. Затем производят ремонт основания и срезают рёбра жёсткости. Недостатками метода является большая трудоёмкость подготовительных работ, обусловленная необходимостью обязательной зачистки, пропарки, приварки рёбер жёсткости и непосредственно сварочными работами, а в последующем и демонтажём этих рёбер. Утверждается, что рассматриваемая технология разработана только для резервуаров вместимостью до 5 000 м3. И несмотря на имеющиеся серьёзные недостатки, этот способ является до сегодняшнего дня единственным «узаконенным» способом подъёма РВС и до недавнего времени применялся для ремонта крупногабаритных резервуаров .

Существует ещё один способ ремонта резервуаров, при помощи ложных штуцеров, но он разработан для малогабаритных резервуаров и для данного исследования интереса не представляет. Попытки подъёма РВС-20000 в районе г. Нижневартовска привели к возникновению аварийной ситуации .

Наиболее широкое распространение получили способы подъёма РВС с применением гидродомкратов грузоподъёмностью от 30 до 50 тс. Все они имеют много общего, но отличаются в основном местом приложения усилия от гидродомкрата .

Наиболее полно исследованным в настоящее время является способ подъёма РВС при помощи инвентарных рёбер жёсткости. Этот метод является модификацией способа с приваркой рёбер жёсткости по окружности, но по сравнению с ним существенно снижает трудоёмкость подготовительных робот .

Однако авторы, указывают, что в местах соединения инвентарных рёбер жёсткости с крюками (рис. 26), приваренными к корпусу РВС, возникает моментное напряжённое состояние, которое может спровоцировать потерю устойчивости резервуара при подъёме .

Известен другой способ подъёма резервуаров, при котором возле резервуара отрывают приямки, частично разрушают фундаментное кольцо, кладут шпалы (рис. 27), на которые устанавливается гидродомкрат. При этом способе требуется удаление значительной части грунта, который за годы эксплуатации уже претерпел большую осадку, кроме того, при разрушении фундаментного кольца удаляется часть арматуры и обычно, впоследствии, качественно восстановить его не удаётся. Тем не менее, этот метод довольно часто применяется, хотя, по мнению ремонтных служб, он является более опасным (были случаи вырыва домкратов), чем рассматриваемые далее .

Рисунок 26 – Способ ремонта РВС с применением инвентарных рёбер жёсткости

–  –  –

К следующей группе относятся способы с применением различных вспомогательных устройств. Способ, описанный выше, показан на рисунке 27 .

Здесь, как и в предыдущем случае, необходимо производить устройство технологического приямка. Остальные способы этого не требуют, необходимо лишь сделать небольшие углубления в фундаментном кольце для установки подъёмных устройств. Автором настоящего исследования запатентована одна из разновидностей подобного устройства. На рисунке 28 показано устройство, которое использовалось при подъёме РВС-20 ООО на ЛПДС «Кондак». В данном случае были использованы гидродомкраты грузоподъёмностью 2 МН. При включении одного гидродомкрата произошла местная потеря устойчивости стенки, поскольку к тому времени не были решены вопросы о порядке включения и расстановки гидродомкратов при подъёме .

Рисунок 28 – Способ ремонта РВС с применением подставок-подъемников

–  –  –

Наибольшее применение практике ремонта крупногабаритных резервуаров нашёл способ, разработанный при участии УМН ЗиСЗС. Подъёмник типа «ножницы» подводится под стенку резервуара в небольшое углубление, выполненное в фундаментном кольце, и производится подъём одновременно всеми установленными домкратами (рис. 30). Подъём обычно продолжается от 2 дней до недели. После чего под днище производится подбивка и резервуар опускают, затем выполняют гидроиспытания и дефектоскопию. Принцип работы устройства схематично показан на рисунке 31. Существенным преимуществом метода является то, что перед проведением ремонтных работ не требуется зачистка и пропарка резервуара, поскольку отсутствуют огневые работы .

–  –  –

Рисунок 31 – Способ подъёма peзервуара устройством «ножницы»:

1– неподвижная часть подъёмника; 4 – ось вращения; 2 – подвижная часть подъёмника;

5 – железобетонное кольцо; 3 – домкрат; 6 – стенка резервуара Несмотря на, казалось бы, очевидные преимущества последнего способа, нередко происходят различные аварии при его практической реализации .

Наиболее часто образуются трещины в днище, уторном шве и фундаментном кольце РВС. Наиболее часто встречающимся дефектом, который появляется в процессе некачественной подбивки, а выявляется уже на этапе гидроиспытании резервуара, является разрушение нахлёсточного шва между полотнищем днища и окрайкой .

В зарубежных публикациях более сдержанно относятся к способам ремонта при помощи гидродомкратов, поскольку видят в них ряд трудно разрешимых проблем. Так, в работах некоторых авторов указывается, что подъём резервуаров большого объёма домкратами для последующего устранения их неравномерной осадки представляется невозможным. Причины этого авторы видят в необходимости усиления днища резервуара, они считают, что обойтись без армирования днища невозможно. В других работах авторы полагают, что ремонт резервуара нередко, напротив, может привести к опасности увеличения деформаций металлоконструкций резервуара, при условии, что необходимо добавить, что нормативно-техническая документация допускает подъём резервуаров при помощи различных грузоподъёмных механизмов: подъёмных кранов или трубоукладчиков. Закрепление чаще всего производится за стенку РВС через ложные штуцера. Область применения данных технологий в документах не оговаривается, хотя разработаны они для резервуаров объёмом менее 5 000 м3 .

Попытки использования данных технологий при ремонтах крупногабаритных резервуаров практически всегда приводили к возникновению аварийных ситуаций, поэтому в данной работе они не рассматриваются .

Для исправления резервуаров, оболочка которых претерпела деформации, превышающие установленные стандартами нормы, применяют различные методы. При строительстве некоторых крупных нефтебаз и хранилищ работы по исправлению резервуаров стали частью технологии их строительства. Обычно такие работы выполняют после проведения гидравлических испытаний и обжатия основания после глубинного водопонижения и т. п., а также в порядке планового ремонта и при развитии опасных неравномерных осадок основания в эксплуатационный период .

Подобные работы сопровождаются ремонтом несущего слоя основания или заменой части фундамента, пришедшего в негодность .

Специальная методика комплексного ремонта фундамента и исправления оболочки резервуара разработана в Японии. Она обеспечивает подъём на значительную высоту (1,7 м) всей стенки или большей её части с тем, чтобы краевые участки фундаментов были доступны для людей и механизмов. Для обеспечения оптимальных условий работы подъёмники размещают с шагом до 2 м. При этом применяют средства синхронизации работы подъёмников, представляющие собой единую гидравлическую систему управления ими. Скорость подъёма определяется проектом и выдерживается с помощью автоматики. Ремонтные работы на практике выполняются по специальным проектам, при разработке которых учитываются тип фундамента и резервуара, его вместимость, степень неравномерности осадки основания. В результате по этим данным выбирают подъёмное оборудование, определяют число опор и порядок их размещения в плане, а также выполняют расчёт напряжений в оболочке в зависимости от расстояния между подъёмниками. При необходимости разрабатывают способ усиления конструкций резервуара, его фундамента и основания .

Перед началом восстановительных работ резервуар промывают, демонтируют трубопроводы, устанавливают заглушки и удаляют все вспомогательное оборудование. Вокруг резервуара освобождают пространство шириной не менее 2,5 м. Опоры подъёмников устанавливают на бетонных фундаментах, а подъёмники закрепляют анкерными болтами. С внешней стороны устанавливают опорные выступы, строительные леса и подъёмники. Подъёмники устанавливают строго вертикально. Затем устанавливают насосную систему, пульт управления, клапаны и стойки, прокладывают электрокабели и трубопроводы между устройствами, обеспечивающими равномерный подъём, крепят измерительные приборы, позволяющие регистрировать высоту подъёма и опускания резервуара, а также его горизонтальность. После этого резервуар поднимают за счёт повышения давления в гидросистеме и регулярно контролируют осадку опор и подъёмников, а также измеряют напряжения в точках опор резервуара .

Такой же тщательный контроль производится при опускании резервуара после усиления основания .

Эта методика успешно применялась при восстановлении нефтяного резервуара вместимостью 10 тыс. м3 (высота 22,7 м, диаметр 22,4 м, масса конструкций 270 т). Для подъёма использовали 36 подъёмников с максимальной грузоподъёмностью 25 т, расположенных на расстоянии 2 м друг от друга. Работы выполнялись в соответствии с японскими нормами по технике безопасности при проведении восстановительных работ, связанных с подъёмом и опусканием нефтяных резервуаров, получивших неравномерную осадку .

Большие восстановительные работы по обеспечению нормальной работы резервуара вместимостью 24 тыс. м3 для аммиака были проведены в Индии. Резервуар имел диаметр 41,6 м и высоту 17,4 м. Железобетонные набивные сваи диаметром 50 см изготовлены по методу «Франки» с помощью извлекаемой обсадной трубы, погружавшейся до глубины ЗЛД – 34,7 м. Вдоль восьми концентрических окружностей располагалось 217 свай с расстоянием между ними в ряду, равным пяти диаметрам сваи. Верх свай был объединён гибкой плитой из армированною бетона, установленной примерно на расстоянии 1 м над поверхностью земли для обеспечения вентиляции и предотвращения повреждений, связанных с заморозками на поверхности. При толщине плиты в центре 50 см, а на периметре 40 см обеспечивался необходимый уклон от центра к периферии .

Проектная несущая способность свай составляла 880 Н. Сваи проходили через слой слабой морской глины толщиной 26 м и заглублялись примерно на 8 м в подстилающий слой туго-пластичной глины .

До введения в эксплуатацию резервуар был подвергнут гидравлическому испытанию водой. Предполагаемая испытательная нагрузка составляла 137,5 МП, а вода закачивалась в резервуар со скоростью, обеспечивавшей приращение нагрузки около 2,7 МП в день. При достижении нагрузки 72 МН на сваях крайнего ряда были отмечены трещины. Вода из резервуара была откачана. Измерения показали, что плита под днищем прогнулась, приняв блюдцеобразную форму, а отклонение в центре от проектного положения составило 45 см без значительных деформаций на периферии .

Последующие статические испытания показали, что несущая способность некоторых свай не превышала 180 кН, в то время как другие имели незначительную осадку даже при нагрузке 1400 кН. Резкое уменьшение несущей способности некоторых свай может быть объяснено разрывом ствола сваи при бетонировании или значительным сужением по глубине основания .

Перемещение резервуара под новый фундамент было сопряжено с высокой стоимостью работ и значительным временем на его устройство. В результате было принято предложение, предусматривающее проведение ремонтных работ с частичной компенсацией фундамента и подъём деформированной плиты ростверка с восстановлением её первоначальной конфигурации .

Подъём плиты осуществлялся несколькими этапами. Плиту временно поддерживали с помощью стальной рамы, которую закрепляли ниже уровня выреза. Все сваи, за исключением свай крайнего ряда, разрезали для введения гидравлических и винтовых домкратов. Арматурные стержни разрезали и отгибали, а верхнюю и нижнюю поверхности вырезанной части сваи выравнивали с помощью раствора. В вырезанную часть сваи вставляли деревянные прокладки и три домкрата – два винтовых грузоподъёмностью 120 кН и один гидравлический грузоподъёмностью 300 кН. После этого поддерживающие стальные рамы убирали. Расстояние между винтовыми домкратами было достаточным для установки между ними гидравлического домкрата. Подъём выполняли с помощью гидравлических домкратов, а регулировку винтовых домкратов проводили после каждой операции подъёма. Подъём лонной плиты контролировали нивелиром, установленным на жёстко фиксированной деревянной платформе. Кроме того, постоянно проводили измерение расстояний между поверхностями зазора, вырезанного в сваях .

Таким образом, для достижения проектного подъёма непрерывно работали 350 винтовых домкратов и 22 гидравлических домкрата грузоподъёмностью 300 кН и выше. За первый час работы подъём был осуществлён примерно на 2 см. Полный подъём в центре (на 55 см) был достигнут за 10 дней. В течение этого времени производилось наблюдение за уровнем донной плиты, и её последовательный подъём на разных стадиях представлялся в графической форме (рис. 32) .

Рисунок 32 – Положения плиты ростверка:

1 – после подъёма; 2 – промежуточное; 3 – после гидроиспытаний После завершения подъёма домкраты убирали, а на их место в зазоре свай плотно забивали стальную таврообразную плиту .

Для увеличения жёсткости подземной конструкции и уменьшения осадки был сооружён дополнительный фундамент диаметром 42,5 м глубиной около 5 м. Фрагмент такого фундамента в разрезе приведён на рис. 33 .

Поскольку сваи внешнего ряда имели высокую несущую способность и незначительные осадки при нагрузке 880 кН в отличие от свай внутренних рядов, они были изолированы от дополнительного фундамента с помощью кожухов, что позволяло им работать отдельно. Такая система, по мнению авторов работы, давала возможность дополнительному фундаменту саморегулироваться при осадке .

При повторном испытании водой до нагрузки 50 МН существенных осадок фундамент не испытывал. В центре резервуара полные осадки плиты ростверка и дополнительного фундамента были почти равными. Однако на периферии осадки дополнительного фундамента превышали осадки соответствующих точек плиты ростверка. Очевидно, это было связано с работой кожухов, допускающих свободное движение свай крайнего ряда относительно дополнительного фундамента. При загружении до нагрузки 11,4 МН максимальная разность осадок в различных точках дополнительного фундамента составляла 23 мм, а его максимальный наклон был равен 1/1130. Максимальная разность осадок в различных точках дополнительного фундамента составляла 23 мм, а его максимальный наклон был равен 1/1130. Максимальная разность осадок в различных точках плиты составляла 34 мм, а осадка по периметру резервуара изменялась от 63 до 90% осадки её в центре. Состояние основания и фундамента резервуара было признано нормальным, и в дальнейшем он был введён в эксплуатацию и заполнен жидким аммиаком .

–  –  –

Разработка дефектной ведомости на зачистку резервуара (составляется до 01 июня года, предшествующего работам по зачистке резервуара) .

Количество (среднее значение) твёрдых донных отложений, расположенных на днище резервуара, определяется путём замера уровня твёрдых донных отложений через все люки и патрубки на кровле резервуара (для резервуаров типа РВСП и РВСПА только через замерные люки) с составлением акта .

Замер уровня твёрдых донных отложений через все люки, патрубки и через уплотнительный затвор не менее чем в восьми точках на плавающей крыше резервуара (для РВСПК). Замер уровня твёрдых донных отложений через пространство уплотнительного затвора понтона резервуара РВСП запрещается .

Разработка технологической карты для дополнительного размыва резервуара перед выводом из эксплуатации, с целью минимизации количества донных отложений (разрабатывается за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации). При уровне донных отложений выше нормативного дополнительный размыв резервуара начать не менее чем за три месяца до вывода резервуара из эксплуатации. Непосредственно перед выводом из эксплуатации резервуаров для нефти выполнить депарафинизацию пенопроводов СППТ агрегатом для депарафинизации АДПМ или ППУ в соответствии с регламентом .

Технологическая карта размыва резервуара должна содержать мероприятия по определению среднего уровня донных отложений в резервуаре (замер производится через все люки и патрубки на кровле резервуара, а для резервуаров типа РВСП и РВСПА только через замерные люки) до начала дополнительного размыва и по окончании дополнительного размыва. Разработка ППР на вывод резервуара из эксплуатации .

Вывод резервуара из эксплуатации с установкой заглушек на трубопроводы ПРП, системы размыва донных отложений и аварийного сброса давления, ГУС .

При наличии технологической возможности предусмотреть вывод из работы дополнительного резервуара для применения в качестве ёмкостиотстойника на период зачистки резервуара. При отсутствии технологической возможности вывода дополнительного резервуара из работы в ППР на зачистку резервуара должно быть предусмотрено применение оборудования по разделению нефти и воды .

Разработка технологической карты эксплуатации резервуаров товарного парка с учётом выведенного из эксплуатации зачищаемого резервуара. Разработка ППР на зачистку внутренней поверхности резервуара .

Предварительная дегазация путём принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара, или пропарка резервуара с целью дегазации (необходимость предварительной дегазации или пропарки резервуара указывается в ППР) .

Откачка жидкой фракции, состоящей из нефти и донных отложений из резервуара в технологические трубопроводы или в дополнительный резервуар .

Лабораторный контроль содержания нефти (углеводородов) в донных отложениях зачищаемого резервуара с составлением акта .

Перевод стоек понтона из эксплуатационного в ремонтное положение предполагает следующие операции:

- заполнение резервуара водой до уровня 2,5 м (для обеспечения всплытия понтона);

- вскрытие люков второго (третьего) пояса;

- замер концентрации паров углеводородов в надпонтонном пространстве;

- перевод стоек;

- опорожнение резервуара .

Размыв водой, в том числе с применением ПАВ, или пропарка донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар, или технологический трубопровод через промежуточную ёмкость-отстойник .

Необходимость размыва водой, жидкостью с применением ПАВ, или пропарки донных отложений резервуара с последующей откачкой в дополнительный резервуар или технологический трубопровод указывается в ППР. Используемые при выполнении указанных работ вещества не должны ухудшать показатели качества нефти, регламентируемые ГОСТ Р 51858 .

При наличии в резервуаре пирофорных отложений резервуар пропаривается, заполняется водой с последующим опорожнением со скоростью не более 1 м/ч для обеспечения окисления пирофорных отложений .

Отделение нефти и нефтепродуктов (далее – нефти) от воды, в том числе с использованием сепаратора для разделения нефти и воды, или ёмкости отстойника, с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации .

Демонтаж затвора понтона для очистки стенки на уровне нахождения понтона .

Дозачистка резервуара скребками из искробезопасного материала .

Лабораторный контроль содержания нефти (углеводородов) в твёрдых донных отложениях, оставшихся в зачищаемом резервуаре после мойки и откачки с составлением акта .

Промывка твёрдых донных отложений с содержанием углеводородов более 15%, с помощью ТМС с применением ПАВ, или органическими растворителями, с целью снижения концентрации углеводородов в них менее 15% .

Удаление из резервуара твёрдых донных отложений .

Отделение нефти и воды от твёрдых донных отложений с использованием оборудования типа центрифуги (при необходимости, для снижения концентрации углеводородов в твёрдых донных отложениях менее 15%), с последующей закачкой нефти в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации .

Лабораторный контроль содержания углеводородов в твёрдых донных отложениях, удалённых из зачищаемого резервуара с составлением акта .

Контроль качества зачистки внутренней поверхности резервуара и проверка концентрации паров углеводородов в резервуаре после зачистки .

Зачистка канализационных колодцев резервуара от остатков нефтяных загрязнений, образовавшихся в процессе эксплуатации и при зачистке резервуара с оформлением акта .

Утилизация нефтешламов (при наличии) в соответствии с разделом 19 настоящего регламента .

Организация осмотра места проведения работ в конце каждой рабочей смены ответственным лицом за надзор при производстве работ от эксплуатирующей организации и в соответствии с регламентом .

Исполнительная документация по зачистке резервуара хранится в течение 5 лет после окончания работ по зачистке .

2.1 Технология размыва донных отложений в резервуаре перед выводом из эксплуатации Размыв донных отложений в резервуаре производится с использованием стационарной системы, состоящей из трубной разводки и размывающих сопел (раздельным способом или совмещённым способом), и с использованием устройств «Диоген» .

Перед выводом резервуара из эксплуатации производится размыв донных отложений стационарно установленной системой размыва .

Технологические операции по размыву и удалению из резервуара донных отложений осуществляются в следующей последовательности:

- заполнение резервуара нефтью до уровня, обеспечивающего безопасную работу оборудования, согласно таблице 17;

- размыв донных отложений с подачей нефти через систему размыва;

- откачка размытых донных отложений в смеси с нефтью;

- продолжительность размыва зависит от уровня донных отложений. Параметры системы размыва приведены в таблице 17 .

Размыв резервуара для обеспечения нормативного уровня донных отложений (замер производится через замерный люк) должен быть завершён за сутки до вывода резервуара из эксплуатации .

–  –  –

Технология размыва отложений раздельным способом Раздельный способ заключается в последовательном осуществлении операций заполнения нефтью резервуара через систему размыва, донные отложения приводятся во взвешенное состояние, и удаляются из резервуара путём откачки нефти из резервуара. Разрыв по времени между операциями заполнения и откачки не должен превышать 2 ч .

Уровень нефти перед началом размыва резервуара через стационарную систему должен быть не менее приведённого в таблице 17 .

Заполнение резервуара через систему размыва проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации стационарных систем размыва. Производительность заполнения и опорожнения резервуара не должна превышать значения расчётной производительности заполнения и опорожнения, указанной в технологической карте резервуарного парка .

Откачка нефти из резервуара производится зачистным насосом через трубопроводы ПРП до минимального возможного технологического уровня нефти .

Для резервуаров, оснащённых понтоном (плавающей крышей), откачка нефти должна производиться со скоростью движения понтона (плавающей крыши) согласно паспорту завода изготовителя, но не более 3,5 м/ч .

Через 2 ч после выполнения технологической операции по откачке нефти из резервуара проводится замер уровня донных отложений, не менее чем в трёх точках, замерной рулеткой с лотом через замерный люк и световые люка в стационарной и плавающей крыше. Для резервуаров типа РВСП замер производится в одной точке через замерный люк. Результаты заносятся в журнал .

Работы по вскрытию световых люков для проведения замеров уровня донных отложений выполняются по наряду-допуску на газоопасные работы .

Работник, проводящий замер осадка, и страхующий его работник должны иметь фильтрующие противогазы марки А с опознавательной окраской фильтрующих коробок коричневого цвета .

Особенности размыва отложений совмещённым способом .

Совмещённый способ размыва донных отложений заключается в одновременном проведении операций заполнения резервуара через систему размыва и откачки через трубопроводы ПРП. В этом случае приведение во взвешенное состояние и удаление донных отложений происходит одновременно .

Параметры работы системы размыва должны соответствовать таблице 17 .

Технология размыва отложений устройством «Диоген» .

Размыв донных отложений в резервуаре проводится устройством «Диоген», установленным в люке первого пояса резервуара .

Продолжительность размыва донных отложений зависит от высоты донных отложений. Параметры устройства «Диоген» приведены в таблице 18 .

При размыве донных отложений устройством «Диоген» проводятся работы:

- контроль уровня нефти и донных отложений до начала размыва;

- размыв донных отложений не менее 10 ч;

- откачка нефти с взвешенными отложениями до нижнего аварийного уровня;

- контроль уровня нефти и донных отложений после размыва .

Работы выполняются за несколько циклов для обеспечения нормативного уровня донных отложений .

Перед началом размыва проводится проверка уровня нефти в резервуаре и при необходимости заполнение резервуара до уровня, обеспечивающего безопасную работу устройства «Диоген», согласно таблице 18 .

Таблица 18 – Значение параметров по базовым моделям Значение параметров по базовым моделям № Наименование параметра п/п «Диоген- «Диоген- «Диогенм»

Время одного цикла (углового горизонтального перемещения) поворота вала пропеллера, ч 2 Время непрерывной работы не менее, ч 21 20 22 Максимальное давление нефти со стороны 3 резервуара удерживаемое уплотнительными 0,22 0,22 0,22 узлами устройства не менее, МПа 4 Вибрация не более, мм/с 2,8 Максимальная величина потребляемого тока электродвигателем устройства, А Минимальный уровень нефти для безопасной работы устройства в резервуарах, м:

- РВС; 3 3 3

- РВСП, РВСПА, РВСПК 5 5 5 Минимальное время размыва донных отложений, ч Контроль за уровнем взлива нефти в резервуаре осуществляется по показаниям дистанционного уровнемера .

После закрытия задвижек на ПРП устройство «Диоген» включается в работу и проводится размыв отложений .

Параметры работы устройств «Диоген», не оснащённых системой контроля и сигнализации (СКС), контролируемые дежурным оперативным персоналом НПС, согласно таблице 18, непосредственно на устройстве:

- максимальная величина потребляемого тока электродвигателем устройства;

- величина вибрации устройства .

Замер уровня вибрации производится по трём точкам на крышке люкалаза, где установлено устройство «Диоген» .

При превышении параметров вибрации или величины потребляемого тока дежурный оперативный персонал НПС обязан отключить устройство «Диоген» и сообщить начальнику НПС (ЛПДС, ПНБ) .

Параметры работы устройств «Диоген», оснащённых системой контроля и сигнализации, контролируются дежурным оперативным персоналом НПС дистанционно из помещения операторной .

Открытие задвижек и откачку нефти с взвешенными отложениями в технологический трубопровод производить при работающем устройстве «Диоген» .

В процессе откачки нефти из резервуара устройство «Диоген» необходимо выключить при достижении минимального уровня нефти для безопасной работы устройства в резервуаре, согласно таблице 18. Откачку продолжить зачистным насосом до минимального возможного технологического уровня нефти .

Через 2 ч после окончания откачки нефти из резервуара проводится замер уровня донных отложений (не менее чем в трёх точках) замерной рулеткой с лотом, через замерный и световые люки резервуара. Для резервуаров типа РВСП, РВСПА замер производится в одной точке через замерный люк. Запрещается проводить замеры уровня нефти и донных отложений при поступлении или откачке нефти из резервуара .

Размыв донных отложений за один цикл должен быть не менее значений, указанных в таблице 18 и обеспечивать, по результатам размыва, уровень донных отложений не более 20 мм .

2.2 Вывод резервуара из эксплуатации

Вывод резервуара из эксплуатации предусматривает выполнение следующих работ:

- разработка ППР на вывод резервуара из эксплуатации (по резервуарам типа РВСПК, ЖБРПК оформляется совместно с ППР на зачистку);

- откачка нефти из резервуара до нижнего нормативного уровня подпорным насосом, согласно технологической карте;

- откачка нефти из резервуара до минимального возможного технологического уровня зачистным насосом;

- закрытие задвижек ПРП (с обтяжкой клиновых задвижек вручную);

- проверка герметичности задвижек ПРП на отсутствие поступления нефти в резервуар замерной рулеткой с периодичностью 1 ч в течение 3 ч;

- отключение электропитания приводов задвижек производится путём отсоединения питающего кабеля с обоих концов. Отсоединённый кабель должен быть закорочен и заизолирован. На кнопках управления вывешиваются запрещающие плакаты «Не включать! Работают люди»;

- демонтаж (или блокирование от несанкционированного открытия) штурвалов с задвижек ПРП;

- отключение электропитания устройства «Диоген» производится путём отсоединения питающего кабеля с обоих концов. Отсоединённый кабель должен быть закорочен и заизолирован. На кнопках управления вывешиваются запрещающие плакаты «Не включать! Работают люди»;

- дооткачка нефти из резервуара насосом через сифонный кран и зачистной патрубок;

- установка плоских металлических заглушек на фланцевые соединения трубопроводов ПРП, ГУС, системы размыва, трубопровода аварийного сброса давления, промышленной канализации (для ЖБР) (П, ПА, ПК). При отсутствии фланцевых соединений на ПРП ЖБР (П, ПА, ПК) проверяется герметичность задвижек. Результаты контроля оформляются актами .

Перед началом работ по дооткачке нефти производится:

- монтаж насоса и временного трубопровода в соответствии с ППР и инструкцией завода-изготовителя;

- перед передачей резервуара подрядной организации проверяется сопротивление контура заземления резервуара с составлением акта. Сопротивление контура заземления резервуара не должно превышать 4 Ом;

- заземление оборудования, установленного в каре резервуара, и трубопроводов путём присоединения к контуру заземления резервуара;

- замер переходного сопротивления стыков трубопроводов (ПМТ, СРТ), которое должно быть не более 0,05 Ом;

- заземление распределительного щита и другого оборудования, установленного за пределами каре резервуара, путём присоединения к заземляющему устройству НПС (ЛПДС, ПНБ);

- присоединение к контуру заземления при помощи отдельного проводника, независимо от заземления соединенных с ними коммуникаций и конструкций, всех аппаратов, ёмкостей, агрегатов, где возможно образование зарядов статического электричества;

- гидравлическое испытание оборудования и трубопроводов на герметичность и прочность давлением на 25% выше рабочего давления проводится водой, а при отрицательной среднесуточной температуре – не замерзающей жидкостью .

Установленные заглушки регистрируются в журнале. Заглушки должны иметь паспорта-формуляры. Заглушки изготавливаются из металла, толщиной согласно таблице 19, должны иметь «хвостовики» с выбитым на них номером, диаметром и допустимым давлением. «Хвостовик» должен выступать не менее 0,1 м над образующей фланца .

При возможности проведения контрольных замеров протечек между задвижкой ПРП и плоской заглушкой величину давления в трубопроводе принимать менее 0,01 МПа .

–  –  –

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Николаев, Н. В. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов / Н. В. Николаев, В. А. Иванов, В. В. Новосёлов. – М. : ЦентрЛитНефтеГаз, 2007. – 496 с .

2. Сооружение газохранилищ и нефтебаз / Т. Т. Стулов [и др.]. – М. :

Недра, 1973. – 368 с .

3. Сооружение и ремонт ГНП, газохранилищ и нефтебаз / Р. А. Алиев [и др.]. – М. : Недра, 1987. – 271 с .

4. РД 153-39.4-0780-1. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз. – Введ. 10.04.2001. – ОАО АК «Транснефть», 2001. – 100 с .

5. Проектирование и эксплуатация НС и КС : учеб. для вузов / А. М. Шаммазов [и др.]. – М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 404 с .

6. СП 123.1330.2012. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. – Введ. 01.07.13. – Госстрой России, 2013. – 24 с .

7. Бородавкин, П. П. Морские нефтегазовые сооружения : учеб. для вузов .

Ч. 2. Технология строительства / П. П. Бородавкин. – М. : ООО «НедраБизнесцентр», 2007. – 408 с.: ил .

8. Нефтегазовое строительство : учеб. пособие / В. Я. Беляева [и др.]. – М. : ОМЕГА-Л, 2005. – 774 с.: ил .

9. Технология сооружения газонефтепроводов. Т. 1 : учеб. / Ф. М. Мустафин. – Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. – 632 с .

10. Белецкий, Б. Ф. Строительные машины и оборудование / В. Ф. Белецкий, И. Г. Булгакова. – 2-е изд., перераб. и доп. – Ростов н/Д : Феникс, 2005. – 608 с .

11. Технологии, оборудование и приборы для ремонта основных объектов магистральных трубопроводов : справ. пособие. – 2-е изд., исправ. и доп. – Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 392 с.: ил .

12. Машины и оборудование газонефтепроводов : учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. / Ф. М. Мустафин [и др.]. – Уфа : ГОФР, 2009. – 76 с. : ил .

13. Современные машины для строительства и ремонта газонефтепроводов : учеб. пособие / Ф. М. Мустафин [и др.].– Уфа : Нефтегазовое дело, 2013. – 822 с.: ил .

–  –  –

План 2014 г., позиция 141. Подписано в печать 15.12.2014 г .

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman .

Формат 60 84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная .

Усл. печ. л. 7,3. Уч.-изд. л. 6,6. Тираж 120 экз. Заказ №291 .

© Ухтинский государственный технический университет, 2014 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13 .

Типография УГТУ.

Похожие работы:

«Annotation Эта часть творений преподобного Ефрема Сирина (с. 3–618) переведена с сирийского языка. Цитаты из Священного Писания, приведённые в этом томе сочинений преподобного Ефрема, сов...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования “ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ” Лабораторная работа №4 Интерфейсы микропроцессорных систем Учебное пособие к выполнению лабораторной работы по ди...»

«ООО "АСТ – Регион" Дробилки роторные (ДКР) РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ДКР-0,7.00.000. РЭ ДКР-0,7Н.00.000. РЭ ДКР-0,9.00.000. РЭ ДКР-0,9Н.00.000. РЭ ДКР-1,5.00.000. РЭ ДКР-1,5.Н00.000. РЭ ДКР-2.00...»

«ПРОХОРСКАЯ Елена Георгиевна ПРОСТРАНСТВЕННАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ЮГО-ВОСТОЧНОГО НАПРАВЛЕНИЯ МОСКОВСКОЙ АГЛОМЕРАЦИИ Специальность 05.23.22 – Градостроительство, планировка сельских населенных пунктов Диссертация на соискание ученой степени кандид...»

«1 РАБОЧАЯ ПРОГРАММА Б1.Б.38 "ТЕХНОЛОГИЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ВЗРЫВНЫХ РАБОТ" 21.05.04 Горное дело, специализация "Технологическая безопасность и горноспасательное дело" Программа специалитета Набор 2012 г. Факультет геологии, горного и нефтегазово...»

«Информационные технологии в ОРД. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ 1 В РАСКРЫТИИ ПРЕТУПЛЕНИЙ К.ю.н., профессор В.М. Атмажитов, к.т.н., профессор В.И . Кирин (Академия управления МВД России), д.ю.н., профессор В.Н. Омелин (ВНИИ МВД России) В современных усл...»

«BA KMYA SAN. ve TC. A. Ouz Caddesi No:22 1. Organize Sanayii Blgesi 06930 Sincan / Ankara TRKYE PE20 ТЕХНИЧЕСКАЯ СПЕЦИФИКАЦИЯ ПОЛИЭФИРНАЯ ПОРОШКОВАЯ КРАСКА BA KMYA Описание PE20 – это термореактивные краски, основанные на полиэфирной смоле, предназначенные для внешних работ, стойкие к ультрафиолету и...»

«МЕХАНИЗАЦИЯ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИЯ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА УДК 656.225 Алменова А.А. Центрально-Азиатский университет ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЛОГИСТИЧЕСКОЙ ЦЕПИ В АГРАРНОМ СЕКТОРЕ Аннотация В стать...»

«1 Экз. №_ АКТ государственной историко-культурной экспертизы раздела, обосновывающего меры по обеспечению сохранности объектов культурного (археологического) наследия при проведении земляных, строительных работ по объекту: "Строительство 2КЛ-0,4 кВ от ТП 1...»

«ColoBridge GmbH Scharfe Lanke 109-131 13595 Berlin Germany Приложение №3 к Договору о предоставлении телекоммуникационных услуг № / от "_" 201 г. Соглашение об уровне обслуживания для услуги Colocation (SLA) 1. Предмет соглашения Настоящее Соглашение...»

«Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО "Уральский государственный горный университет" ЛИТОЛОГИЯ И ГЕОЛОГИЯ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ Межвузовский научный тематический сборник Выпуск II (18) Екатеринбург УДК 552.5 + 553.9 Л 64 Л 64 Литология и ге...»

«Содержание Введение 1. Общие сведения об образовательной организации 4 2. Образовательная деятельность 5 3. Научно-исследовательская деятельность 18 4 . Международная деятельность 5. Внеучебная деятельность 6. Материально-техническое обеспечение Заключение Приложение Результаты анализа показателей...»

«© М.М. Иудин, 2011 М.М. Иудин О ВЛИЯНИИ ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ПРОЦЕССЫ ПОДЗЕМНОЙ РАЗРАБОТКИ РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА Рассмотрены наиболее характерные месторождения по геокриологическим условиям в разных регионах Севера. Ключевые слова: криолитозона, место...»

«УТВЕРЖДЕНО решением Закупочной комиссии АО АКБ "НОВИКОМБАНК" протокол от "05" октября 2017 года. № 42 Документация открытого запроса котировок в электронной форме на изготовление и установку вывески на фасад зд...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Рубцовский индустриальный институт (филиал) ФГБОУ ВПО "Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова" Кафедра "Менеджмент и экономика" ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕ...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВПО Магнитогорский государственный технический университет им. Г.И. Носова Т.Г. Неретина НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ КОРРЕКЦИИ НАРУШЕНИЙ Утверждено Редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия Магнитогорск УДК 371.9 ББК 74.3я73 Рецензенты:...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "СЕВЕРО-КАВКАЗСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ГУМАНИТАРНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ" Институт Строи...»

«Государственная публичная научно-техническая библиотека Сибирского отделения Российской академии наук ББК 78.5 С545 Е.Б. Соболева, А.Н. Маслова ИСТОРИЯ СИБИРСКОЙ БИБЛИОГРАФИИ XIX в. — 1995 г. Библиометрический анализ Препринт 03-2 Новосибирск ББК 78.5 С545 Соболева Е.Б., Маслова А.Н. История сибирской библиогр...»

«ЧЕРКЕЗОВ Роман Игоревич СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕУСТАНОВИВШЕГОСЯ ДВИЖЕНИЯ ВОДЫ В РУСЛАХ РЕК Специальность: 05.23.16 – Гидравлика и инженерная гидрология АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва, 20...»

«ГОСТ 12071-2000 МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ГРУНТЫ Отбор, упаковка, транспортирование и хранение образцов И здание официальное МЕЖГОСУДАРСТВЕННАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ. ТЕХНИЧЕСКОМУ НОРМИРОВАНИЮ И СЕ...»

«Hofmann geodyna 2102 инструкция 25-03-2016 1 Аксиома дозированно прореживает неокончательно извинявших завязки сдельными почтарями. Гоминдановская фиброма это расчудесная синюшность английского конца. Раздевшаяся пленочка не оттаскала. Отводный...»

«2 РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ КРИОСФЕРЫ ЗЕМЛИ СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РАН Программа принята "УТВЕРЖДАЮ" Ученым советом Института Директор ИКЗ СО РАН "_" 2012 года В.П. Мельн...»








 
2018 www.new.pdfm.ru - «Бесплатная электронная библиотека - собрание документов»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.