«ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Разработка системы сервиса при зачистке стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти от донных отложений по специальности: 100101.65 Сервис Студент Дмитрий Андреевич Антуфьев ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТУРИЗМА И СЕРВИСА»

Волгоградский филиал

Кафедра туризма и сервиса

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Разработка системы сервиса при зачистке стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти от донных отложений по специальности: 100101.65 Сервис Студент Дмитрий Андреевич Антуфьев Руководитель к.х.н., доцент Юлия Александровна Зимина Волгоград 2014 г.

Реферат Для достижения цели поставленной в данном дипломном проекте были решены поставленные задачи описаны основные методы борьбы с донными отложения и мероприятия при выполнении этих работ.

В работе произведен комплекс мероприятий технического сервиса.

Произведен технологический расчет основного оборудования. Предложены мероприятия диагностики технического состояния оборудования, способы и средства диагностики.

Определены способы устранения возможных нарушений нормального технического состояния оборудования и показатели качества, выполненных услуг. Порядок проведения ремонтных и диагностических работ и взаимодействия с клиентом определены в сервисном плане и разработана его блок – схема.

Для обеспечения безопасности проведения диагностических, профилактических ремонтных работ произведен анализ безопасности объекта, предложены мероприятия по технике безопасности и производственной санитарии, а также по защите окружающей среды.

В экономической части сделан расчет себестоимости проекта, прибыли сервисного предприятия при выполнении ремонтных работ, рентабельности предприятия и рентабельность услуг.

Abstract To achieve the goal set in this thesis project were solved tasks describes the main methods of dealing with bottom sediments and activities in carrying out these works.

The work produced a set of measures of technical service. Technology made the calculation of basic equipment. The measures diagnostics of technical state of equipment, methods and diagnostic tools.

Identified ways to avoid potential disruption of normal technical condition of equipment and quality indicators, performed services. Procedure for repair and diagnostic work and interaction with the client identified in the service plan and developed his unit scheme.

To ensure the safety of diagnostic, preventive repairs analyzed object security, the measures on safety and industrial hygiene, and environmental protection.

In the economic part of the calculation of the cost of the project is done, profit service enterprise during repair, profitability and profitability of services.

Содержание Введение

1 Организационно-техническое обоснование проекта

2 Сервисная часть

3 Расчетная часть

4 Безопасность и экологичность проекта

5 Экономическое обоснование проекта

Заключение

Список использованных источников

Введение Для России топливно-энергетический комплекс играет еще более значимую роль, чем для других стран мира, особенно на современном этапе развития. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около 1/4 производства ВВП, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Существенную роль в нефтепродуктообеспечении играет система распределения нефти и нефтепродуктов на этапах между добычей и переработкой, а также между переработкой и потребителями. Важное звено в этой системе - нефтебазы, являющиеся отдельными предприятиями или входящие в состав нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающих заводов.

Основное назначение нефтебаз – обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. Для выполнения нефтебазами поставленных задач, необходимо их обеспечение современным оборудованием, технологиями, высококвалифицированным персоналом.

Система сервиса рассмотрена на примере работы узла приема Шаимских нефтей (УПШН), поступающих на предприятие ООО «ЛукойлВолгограднефтепереработка» по нефтепроводу и по железной дороге. УПШН работает по принципу нефтебазы, выполняющей функции по приему хранению и распределению нефти. УПШН является составной частью предприятия ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка», тесно связан с его производствами, обеспечивает бесперебойную работу установок первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3,4,5,6 и, следовательно, всего завода в целом. Поэтому организация эффективной работы рассматриваемого в данном проекте объекта является весьма актуальной задачей.

Постоянная работоспособность оборудования узла поддерживается его правильной эксплуатацией и своевременным и качественным ремонтом.

Поэтому бесспорно большое значение имеет технический сервис установки.

В настоящее время сервис имеет органическую связь со сферой производства в области технического усовершенствования, обслуживания и ремонта технологического оборудования. Связь сервиса с производством – явление закономерное, обусловленное особенностями и требованиями современного рынка, все большем распространением ориентации на потребителя. Если на начальных этапах своего развития сервис был направлен только на поддержания техники в рабочем состоянии, то последнее время он превратился в важнейший информационный канал.

Сервис является важнейшим источником идей по совершенствованию конструктивных и технических показателей оборудования нефтехимических предприятий. Сервисный персонал принимает активное участие в формировании требований к новым моделям обслуживаемого оборудования, поскольку хорошо знает требования и запросы потребителей, слабые стороны и дефекты машин, механизмов и аппаратов.

Одной из функций сервиса нефтегазового комплекса является сбор и анализ информации о новых методах и технологиях проведения технического обслуживания и ремонта современного оборудования, изучение опыта предприятий – конкурентов, форм и методов их работы, новых форм сервиса и всех других нововведений во всей системе сервиса НГК. Систематически собираемые и обрабатываемые сведения о типичных отказах машин, о сроках службы деталей и узлов дают очень важную информацию о действительной работоспособности оборудования и являются тем каналом обратной связи, который, воздействуя на процессы конструирования машин, увеличивает степень их надежности.

Надежная и безопасная эксплуатация установленных параметров работы может быть обеспечена только при строгом выполнении определенных, запланированных во время мероприятий по надзору и уходу за оборудованием, включая проведение необходимых ремонтов. Совокупность этих организационно-технических мероприятий в химической и нефтеперерабатывающей промышленности представляет собой единую систему, именуемую системой планово-предупредительного ремонта. [3] Целью дипломного проекта является разработка системы сервиса при зачистке стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти от донных отложений.

1 Организационно-техническое обоснование проекта 1.1 Характеристика исходного сырья и продукции Нефть - горючая, маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли, важнейшее полезное ископаемое. Сложная смесь алканов, некоторых цикланов и аренов, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. В ее составе обнаруживается свыше 1000 индивидуальных органических веществ, содержащих 83-87% углерода, 12-14% водорода, 0,5серы, 0,02-1,7% азота и 0,005-3,6% кислорода и незначительную примесь минеральных соединений; зольность нефти не превышает 0,1 %. Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1, г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10400-11000 ккал/кг).

В составе нефти выделяют легкие фракции (начало кипения 200° С), где преобладают метановые углеводороды (алканы). Содержание легких фракций в нефтях разных месторождений и даже разных продуктивных горизонтов одного и того же месторождения сильно изменяются. Существенное значение в составе нефтей имеют циклоалканы и ароматические углеводороды (арены - СnНm).

Ароматические углеводороды - наиболее токсичные компоненты нефти.

Они являются хроническими токсикантами. В частности, к очень активным и быстродействующим токсикантам относятся низкокипящие арены - бензол, ксилол, толуол и др. Многие ароматические углеводороды характеризуются ярко выраженной мутагенностью и канцерогенностью. Наиболее опасна группа полиароматических углеводородов. Содержание одного из наиболее токсичных соединений - 3,4-бензпирена в нефтях колеблется от 250 до 8050 млрд-1.

метановые углеводороды (парафины), содержание которых может достигать 15Парафины содержатся практически во всех нефтях. По содержанию парафинов выделяются три группы нефтей: малопарафиновые (парафина - до 1,5%), парафиновые (1,5-6,0%), высокопарафиновые (более 6%). В нефтях идентифицированы фенантрены, хризены, пирены, бензпирены, тетрафены.

асфальтены, играющие очень важную роль в химической активности нефти. Их содержание колеблется от 1-2 до 6-40%. С этими группами соединений связана основная часть микроэлементов нефти. Наиболее высоки концентрации ванадия и никеля, а на отдельных месторождениях в нефтях и углеводородных газах довольно много ртути и мышьяка.

Таблица 1.1 - Характеристика состава и свойств нефти (по Стокеру и Сигеру) Фракция Парафины:

Циклопарафины:

Ароматические углеводороды:

моно- и С полициклические С - С Нафтеноароматические углеводороды Важными с экологических позиций компонентами нефти являются присутствующие в ней соединения серы (элементарная, сероводородная, сульфидная, меркаптановая). В России нефть классифицируют по содержанию серы на три класса: малосернистая (до 0,5 %), сернистая (0,5-2 %) и высокосернистая (св. 2 %).

извлекаются вместе с нефтью, концентрации в них солей и соотношения ионов, а соответственно, и степень их экологической опасности разнообразны.

Основные группы вод - хлоридно-натриевые (преобладающие) и хлориднокальциевые. Все воды нефтяных месторождений высоко минерализованы.

Выделяются рассолы (выше 100 г/л) и соленые воды (10-50 г/л). Для нефтяных вод характерно повышенное содержание галогенов (Cl, Br, J), а также бора, бария, стронция, а в ряде случаев -двухвалентного железа и сероводорода.

Для территории России все пластовые воды по степени вредности объединены в пять групп: 1) хлоридно-натриевые с минерилизацией (свыше 100 г/л), 2) хлоридно-кальциевые (свыше 100 г/л), 3) хлоридно-натриевые (100г/л), 4) хлоридно-натриевые (50-10 г/л), 5) хлоридно-натриевые (10-1 г/л).

При этом даже в пределах одного бассейна состав пластовых вод достаточно разнообразен. Пластовые воды, отделяющиеся от добываемой нефти в процессе ее первичной подготовки, составляют основные объемы сточных вод промыслов - около 82-84%. По мере увеличения срока эксплуатации промыслов объем сточных вод непрерывно растет, а их минерализация падает. Человек использует нефть издавна (с 6-го тыс. до н.э.). Путем перегонки из нефти получают бензин, реактивное топливо, мазут. Мировые запасы нефти составляют около 141 млрд. т (2000 г.). Наибольшие запасы нефти сосредоточены в Саудовской Аравии (35,5 млрд.т), Ираке (15,4), Кувейте (12,9), ОАЭ (12,6), Иране (12,2), Венесуэле (10,5), и России (6,6).

1.2 Описание технологической схемы Подготовительные работы При подготовке резервуара к зачистке проводится:

Выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта до минимального уровня(до «прохвата» насоса) по зачистной линии в свободный резервуар.

Отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых заглушек на системах трубопроводов выполнение мер безопасности, предусмотренных внаряде-допуске.

Определяется количество остатка, отбирается проба, определяется объем зачистных работ.

Проводится инструктаж работников по безопасным методам проведения зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи пострадавшему работнику,по специфическим особенностям резервуара и характерным опасностям, которые могут возникнуть при проведении работ.

Проверяется исправность подъездных путей, наличие средств пожаротушения, заземления резервуара.

Оформляется акт о готовности резервуара к проведению зачистки.

Работник, ответственный за проведение зачистки, обязан:

-проверить совместно с ответственным за подготовку резервуара полноту выполненных подготовительных мероприятий, готовность резервуара к проведению зачистных работ;

-проверить правильность и полноту принятых мер безопасности, состояние и квалификацию работников, полноту и исправность инструмента и оборудования;

-проверить место работы и состояние средств защиты;

-обеспечить последовательность и режим выполнения операций по зачистке;

предусмотренных внаряде-допуске и в технологическом процессе;

-регулярно проводить контроль паровоздушной среды в резервуаре. Не допускать присутствия в зоне проведения работ посторонних лиц;

-по окончании работ по зачистке в составе комиссии проверить полноту и качество выполненных работ. Составить акт о выполненной зачистке по форме, указанной в приложении.

Уточняется объем работ и технологический процесс зачистки по количеству, расположению и основным показателям (вязкость, содержание механических примесей, плотность, температура застывания и вспышки паров) остатка нефтепродукта.

Подготавливается средств выкачки продуктов зачистки, каскадный отстойник и ТМС.

Подготавливается оборудование по дегазацииили флегматизации свободного пространства резервуара с температурой вспышки паров остатка нефтепродукта ниже 60°С.

Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродуктов Процесс зачистки резервуара предусматривает следующие виды работ:

-разогрев остатка нефтепродукта в резервуаре системой подогрева;

-удаление остатка нефтепродукта;

-предварительную дегазацию в случае остатка нефтепродукта с температурой вспышки паров ниже 60°C;

-промывку внутренних поверхностей резервуара ТМС;

-удаление продуктов зачистки;

-чистовую обработку днищевой поверхности.

разжижение путем подогрева. Подогрев выполняется одним из способов:

-разогрев горячей водой;

-циркуляционном;

-гидромониторным.

При разогреве горячей водой или паром на остаток нефтепродукта наливают горячую воду (80-85°С) на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта.

Для интенсификации разогрева подают острый пар непосредственно в нефтепродукт. При возможности секционного включения штатного поверхностного подогревателя вводят в работу и секции, находящиеся под слоем разогреваемой массы (вода +нефтепродукт). В целях ускорения процесса подогрева нефтепродукта, рекомендуется разогрев массы с перемешиванием ее насосом по схеме«резервуар-насос-резервуар».

Пар подается по паровым трубам (рукавам) диаметром 50-63 мм.

Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродукта [1].

Подачу пара в разогреваемую массу производят по всем возможным для этих целей вводам и входам в резервуар (люки, лазы, свободные патрубки, зачистные люки), по которым возможно подать паропровод непосредственна в нефтепродукт.

Пар должен подводиться к трубопроводам по съемным участкам трубопроводов или гибкимшлангам; запорная арматура должна быть установлена с обеих сторон съемного участка. После окончания продувки эти участки трубопроводов необходимо демонтировать, а на запорной арматуре установить заглушки с хвостовиками. Зазоры между паропроводом и горловиной закрываются и уплотняются кошмой.

Продолжительность подогрева в зависимости от количества остатка составляет 18-24 часа в летний период и 30-32 часа в зимний. Разогретый остаток совместно с водой откачивается в разделочный резервуар или в сборник каскадного отстойника или в выделенную емкость.

При циркуляционном подогреве в случае наличия в резервуаре циркуляционной системы подогрева (специальные трубы с насадками, теплообменник, насос циркуляционный) на остаток наливают горячий аналогично остатку нефтепродукт (температура на 15-20°С ниже температуры вспышки его паров)производят циркуляцию этой массы затопленными струями.

Циркуляция производится по схеме «резервуар-насос-теплообменникрезервуар».Продолжительность циркуляции 10-15 часов в зависимости от количества остатка.

Температура циркулирующего нефтепродукта, поступающего в резервуар, должна быть не ниже45°С.

В случае зачистки заглубленного или подземного резервуара возможно использование водного раствора ТМС, например ММ-5, ТЕМП-300 и др.

На остаток нефтепродукта наливают раствор ММ-5 в количестве не менее 5-6 объемов остатка. Температура 50-55°С. Проводится циркуляция раствора по схеме«резервуар-насос-теплообменник-резервуар».

Продолжительность циркуляции 16-24 часа в зависимости от количества остатка и его физико-химических свойств. Образовавшаяся эмульсия откачивается в разделочный резервуар или другую емкость, где производится ее регенерация.

При гидромониторном способе нефтепродукт разжижается и смывается с днища струей горячей воды под давлением. Вода подается насосом на моечные машинки(гидромониторы). Напор воды на насосе 10-12 кгс/см2;

температура воды 75-80°С.

Моечные машинки заводят в резервуар через люки на кровле резервуара или через нижний люк-лаз (установка МБ-3). Машинки закрепляются на водоподводящих рукавах иопускаются на страховочных канатах на высоту 3- м от днища резервуара.

Учитывая большую поверхность днища резервуара, операция разжижения остатка повторяется через другие горловины или рукава с машинками оттягиваются от центра их установки на 3-4 м. Оттяжку рукавов производят пеньковым канатом, закрепленным одним концом за рукав выше машинки, второй конец закрепляют за конструкции в резервуаре, расположенные на днище или стенке. Эта операция выполняется только после полной остановки подачи воды на моечные машинки и выкачки разжиженной части остатка нефтепродукта из резервуара.

Выкачка разжиженной подвижной массы, производится постоянно при работе моечных машинки продолжается в течение 30-60 минут по окончании подачи воды.

Продолжительность разжижения зависит от количества остатка, его характеристик и может колебаться от 2-3 до 5-8 часов непрерывной работы моечных машинок.

Выкачка разжиженной массы (вода + нефтепродукт) производится в разделочный резервуар или в каскадный отстойник или в приспособленную емкость.

Дегазация резервуара В практике применяются следующие методы дегазации и флегматизации свободного пространства резервуара для обеспечения взрывобезопасного состояния:

-снижение концентрации паров нефтепродукта замещением свободного пространства чистым воздухом;

-заполнение емкости водой;

заполнением(флегматизация) инертными газами.

Снижение содержания паров нефтепродукта осуществляется естественной, принудительной вентиляцией или пропариванием резервуара.

Метод дегазации резервуаров наливом веды применяется только в отдельных случаях для подземных и заглубленных резервуаров из-за большого расхода воды и необходимости ее дальнейшей очистки от нефтепродукта.

Естественная вентиляция проводится при скорости ветра не менее м/с.Открываются верхние крышки люков, для интенсификации вентилирования на люки устанавливаются дефлекторы. При этом более тяжелая (по сравнению с воздухом)смесь вытекает из резервуара в атмосферу, а более легкий и чистый атмосферный воздух входит в резервуар. Чистый атмосферный воздух входит в резервуар через люки на кровле. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

После прохождения области воспламенения (концентрация паров нефтепродукта в резервуаре ниже НКПРП) открываются нижние люки-лазы и концентрация паровнефтепродукта доводится до 2 г/м3.

Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения и пароэжекторами. Принудительная вентиляция осуществляется на подачу воздуха в резервуар в соответствии с приложением С.

При использовании электрических вентиляторов работы рекомендуется проводить в соответствии с [2].

В тех случаях, когда предприятия имеют возможность обеспечения подачи пара, рекомендуется использовать пароэжекторы.

Во избежание образования застойных зон в датируемом резервуаре кратность воздухообмена должна быть не менее трех объемов в час.

Технологическая операция пропаривания используется при удалении остатковвязких нефтепродуктов. Температура пропарки 80-90°С.

Пропаривание эффективно для резервуара малых объемов до 1000 м3.

Продолжительность дегазации определяется анализами проб паровоздушной среды, отбираемых не ближе2 м от открытых нижних люков, на расстоянии 2 м от стенки резервуара, на высоте0,1 м от днища.

Флегматизация резервуара инертными газами Наиболее широкое применение получили способы заполнения емкостей инертными газами, в качестве которых могут быть использованы сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые отработавшие газы (двигатели, котельные установки, специальные генераторы газа).

Осуществляем горячей водой, подаваемой через моечные машинки.

Промывка проводится в два этапа:

-первичная промывка после подогрева и выкачки «мертвого» остатка нефтепродукта;

-чистовая промывка после удаления с днищевой поверхности остатка нефтепродукта и пропарки, рис. 1-8.

Первичная промывка проводится с 3-х уровней - на 2/3,1/2, и 1/3 высоты резервуара. Это позволяет улучшить качество очистки поверхности резервуара, как отнефтепродукта, так и от пластовой ржавчины, образовавшейся в процессе эксплуатации.

Количество моечных машинок определяется исходя из характеристик машинок, количества и вязкости продукта.

Количество одновременно работающих моечных машинок в не пожаровзрывобезопасности должно быть не более 4-х.

Промывка начинается с верхнего уровня с постепенным снижением в сторону днища. Моечные машинки переставляются в смежные горловины только на нижнем уровне.

Промывка проводится горячей водой температурой 75-80°C, напор воды 10-12 кгс/см2. Продолжительность промывки на верхнем и среднем уровнях не менее 1-1,5 часов, а на нижнем уровне 3-4 часа. При промывке горячей водой предварительный разогрев донного осадка не требуется.

Описание представленной схемы зачистки Моющий раствор подается из емкость Е-1 насосом Н-1 в зачищаемый резервуар Р-1. Для создания необходимой температуры раствора он проходит через теплообменник Т-1. Распыление раствора происходят при помощи Распылителя установленного в резервуаре. Насосом Н-2 раствор подается в низ резервуара для зачистки плотного осадка на дне резервуара.

Раствор из резервуара с отложениями откачивается при помощи эжектора Э-1 и поступает в центрифугу Г-1 для разделения. твердые осадки оседают и попадают в емкость сбора твердых отходов Е-2, а смесь при помощи насоса Н-3 направляется в сепаратор С-1 для разделения нефти и моющего раствора. Смесь направляется через фильтр Ф-1 в емкость хранения Е-3, а моющий раствор в емкость Е-1.

1.3 Характеристика основного и вспомогательного оборудования Таблица – 1.2 Характеристика основного и вспомогательного оборудования Наименование Номер Количес Мате- Технологическая характеристика оборудования (тип, позиции тво риал назначение и т.д.) индекс пенообразователя Н- технологической насосной № 321/1) Продолжение таблицы 1. дренажных стоков Н- завода Резервуар хранения Р-1 4 Сталь Высота - Р-1-1925 см, Р-2нефти с понтоном Р-2 ВСт3 1937 см, Резервуар хранения Р-5 4 Сталь Высота - Р-5-1879 см, Р-6нефти без понтона Р-6 ВСт.3 1880 см, Резервуар хранения Р-9 2 Сталь Высота - Р-9-1923 см, Р-10нефти без понтона, Р-10 ВСт.3 1918 см, 1.4 Характер износа оборудования В процессе эксплуатации оборудования происходит износ деталей, т.е.

постепенное изменение формы, размеров и свойств материалов деталей. При этом увеличиваются зазоры в сопряжениях подвижных деталей и нарушается плотность посадок неподвижных деталей. Возникшие дефекты приводят к нарушению режима работы оборудования, и если вовремя не устранить его, оборудование может выйти из строя [2,3].

Различают 4 вида износа: 1) механический, 2) усталостный, 3) молекулярно-механический и 4) коррозионный.

Косвенными признаками износа являются снижение показателей работы машины (например, напора H и производительности Q насоса или компрессора), появления вибраций, заклинивание и т.д.

Износ зависит от следующих факторов:

- качества металла трущихся поверхностей;

- чистоты обработки поверхностей;

- наличия и качества смазки деталей трущихся пар.

Качество материала влияет на износостойкость пары трения, от него зависит интенсивность и характер пластических деформаций, усталостные явления, изменение структуры.

Скорость износа пары сталь-сталь в 2-3 раза выше, чем сталь Х13 чугун. С увеличением твердости материала износ детали уменьшается.

1.4.1 Механический износ Механический износ - вызывается силами трения при скольжении одной детали по другой, находящихся под нагрузкой (рисунок 1.1).

Трущиеся поверхности F деталей даже при тщательной обработке имеют неровности (0,05 - 0,1) мкм.

Так как нагрузка на выступы и неровности велика, они подвергаются пластической деформации, срезу, скалыванию. В процессе эксплуатации поверхность контакта увеличивается (рисунок 1.2).

Механический износ - называется абразивным, если между трущимися поверхностями F1 и F2 оказываются твердые частицы (продукты износа, пыль, частицы перерабатываемого материала и т.д.). В результате - царапины, бороздки, канавки - дополнительные концентраторы напряжений, ведущие к аварийному разрушению деталей.

1.4.2 Усталостный износ Усталостный износ возникает под воздействием ударных и переменных по величине и направлению нагрузок (рисунок 1.3).

а - Вентиляторы, насосы, компрессоры - лопасти подвергаются ударам капель, твердых частиц, кавитации; б - теплообменники - эррозионный износ трубного пучка; в - аппараты с кипящим слоем; г - бункера, транспортеры, ёмкости; д - трубопроводы - ударное воздействие на начальном участке потоков и завихрений жидкости, пара и т.д.

Характерная особенность - износ возникает при нагрузках значительно меньших предела прочности материала деталей. Под действием переменных нагрузок на поверхности деталей возникают микротрещины, возникают в местах царапин, надрезов, раковин, резких переходов от одного сечения детали к другому (при несоблюдении радиусов перехода) и в других местах, где концентрируются напряжения. В микротрещины попадает масло, под действием высокого давления Р они расклиниваются, их размер увеличивается, а это приводит к уменьшению поперечного сечения детали Усталостный износ наблюдается в зубьях шестерен в зоне начальной окружности зубьев Усталостный износ возникает при перегрузке машин, нарушениях в режиме смазки, в результате некачественного изготовления деталей или ремонта.

1.4.3 Коррозионный износ Коррозионный износ проявляется в результате химического или перерабатываемых в машине или аппарате. Под влиянием коррозии поверхности деталей разъедаются, на них появляются трещины, раковины, металл теряет механическую прочность.

Разнообразные причины, приводящие к поверхностному изнашиванию трением в кинематических парах, свидетельствует о том, что изнашивание связано со многими сложными процессами в поверхностных слоях трущихся тел, которые чаще всего протекают совместно.

Эксплуатационные дефекты возникают после некоторой наработки изделия в результате усталости материала деталей, коррозии, износа и т. д., а также вследствие неправильного технического обслуживания и ремонта.

повреждения.

Трещины усталости — наиболее распространенный эксплуатационный дефект, появляющийся в результате действия высоких переменных напряжений. Трещины усталости возникают, как правило, в местах концентрации напряжений (галтели, резкие переходы сечений, подрезы, основание резьбы и зубьев шестерен, углы шпоночных канавок, отверстия для смазки и др.)» а также в местах дефектов металлургического и технологического происхождения или следов грубой механической обработки поверхности (глубоких рисок, следов резцов и т. п.).

распространены трещины двух типов: 1) поперечные или кольцевые, развивающиеся на цилиндрических деталях по окружности в сечении, перпендикулярном к оси детали; 2) расположенные под углом к оси детали.

В зоне усталостного разрушения отсутствуют какие-либо признаки пластической деформации даже у самых пластичных материалов. Ширина раскрытия усталостной трещины у выхода ее на поверхность в начальной стадии разрушения не превышает нескольких микрон.

Коррозионные поражения встречаются на различных деталях. Степень коррозионного поражения зависит от агрессивности среды, качества защитных покрытий, сочетания материалов. деталей в узле и других факторов.

Трещины ползучести распространяются по границам зерен»

встречаются на деталях из жаропрочных металлов и сплавов. Основные причины их образования — высокие статистические напряжения при кратковременном действии нагрузки, перегрев материала, длительное действие относительно низкой статической нагрузки, наклеп на поверхности деталей из жаропрочных сплавов.

Термические трещины, возникают при резких сменах температур, при недостаточной смазке или при заедании (схватывании) поверхностей трущихся деталей, вызывающем нагревание до высоких температур. Термические трещины часто наблюдаются на поверхности азотированных, цементированных или поверхностно-закаленных деталей, работающих при высоких удельных давлениях.

Трещины, термической усталости по внешнему виду похожи на термические. Они характерны для деталей из жаропрочных сплавов, возникают в результате циклического изменения температур (нагрева и охлаждения).

Трещины-надрывы, в поверхностном слое металла образуются под действием высоких напряжений, приложенных один раз (растяжение, изгиб, кручение), когда нагрузки превышают прочность детали — например, при нарушении технологии правки детали, демонтаже или монтаже деталей с хрупким поверхностным слоем или при перегрузке детали в ходе эксплуатации.

1.5 Характеристика проектируемых услуг Для предприятия ООО «ЛУКОЙЛ-ВНП» проектируются следующие услуги:

технологического оборудования (выполнение ремонтных и восстановительных работ на узле приема нефти. Ремонт как простых деталей технологического оборудования так и сложных деталей требующих качественной обработки метала или материалов);

2) диагностика и экспертная оценка технологического оборудования (позволяет предотвратить внеплановые и аварийные остановки оборудования, повысить эксплуатационные сроки работы оборудования, осуществлять вибромониторинг подшипников на насосах различных типах – это позволит избежать аварийного останова оборудования и его механического повреждения);

3) антикоррозийная обработка деталей технологического оборудования (повышает срок межремонтной эксплуатации технологического оборудования).

Техническое обслуживание резервуарных парков При техническом обслуживании резервуаров проводятся следующие работы:

- проверка состояния корпуса, днищ;

- проверка состояния сварных швов;

- проверка герметичности фланцевых соединений;

- проверка состояния прокладок люков-лазов, их герметичность;

Техническое обслуживание насосного оборудования:

- внешний осмотр состояния корпуса;

- мониторинг подшипников;

- проверка изоляции электродвигателя насоса;

1.6 Описание проектируемого объекта сервиса В состав проектируемого объекта должны входить:

1) инженерный корпус, где находится аппарат управления и специалисты предприятия;

2) здание ремонтной мастерской, с необходимым оборудованием для ведения ремонтно-восстановительных работ. Здание должно иметь размеры необходимые для того, что бы разместить крупногабаритные аппараты;

3) металообрабатываемые станки с числовым программам управлением, для изготовления деталей необходимой точности;

4) ангар для хранения необходимых деталей – быстроизнашивемых и часто используемых – для выполнения ремонтных работ;

оборудования находящегося на предприятии, которому предоставляются сервисные услуги:

1.7 Планирование местоположение сервиса Выбор места расположения сервисной организации, занимающейся обслуживаемых ею.

учитывать ряд факторов, которые могут сильно повлиять на качество и сроки выполнения работ по сервисному обслуживанию.

К факторам влияющих на выбор месторасположения объекта сервиса относятся:

- наличие автомобильных дорог для оперативной подачи транспортных средств к объекту сервисного обслуживания;

- наличие железных дорог для транспортировки крупнотоннажных грузов и крупногабаритной техники;

- наличие свободных территорий для образования складов и ангаров для хранения запасных деталей необходимых для выполнения сервисного обслуживания;

- наличие коммуникаций, таких как телефонная связь, выделенный канал для сети «Интернет», линии электропередач, наличие воды и линии канализации;

Все вышеперечисленные функции необходимы для быстрой и качественной работы проектируемой сервисной организацией.

Наиболее удобное место расположения сервисной организации по выполнению ремонтных работ нефтегазовой и химической промышленности является вблизи таких крупных предприятий как ООО «Транснефть». В этом случае можно значительно сократить расходы на строительство источников энергии и на административно-хозяйственные нужды станции.

2 Сервисная часть 2.1 Диагностика технического состояния оборудования 2.1.1 Техническое диагностирование оборудования Под техническим диагностированием понимают определение состояния (степени исправности и работоспособности) оборудования безразборными методами. Диагностирование может быть:

-объективным, осуществляемым посредством контрольноизмерительных средств;

- субъективным, проводимым при помощи органов чувств исполнителя по косвенным признакам или с использованием простейших технических средств, которые позволяют лишь качественно и ориентировочно оценить состояние оборудования, или на основе экспертных оценок.

Различают такие виды диагностики: функциональную – для оценки эксплуатационно-технического состояния оборудования по его эффективности;

структурную – для выявления неисправных элементов оборудования и установления характера или существа их дефектов; причинную (генетическую) – в связи с возникшим отказом или обнаруженной неисправностью; прогностическую – для предсказания возможного состояния оборудования к определенному периоду времени или приближенного установления ресурса безотказной работы; методическую – для установления рациональных способов устранения неисправности элементов оборудования.

Определение действительного состояния объекта предусматривает наличие определенной совокупности последовательных операций диагностирования в виде обоснованной программы и алгоритма. При этом методическую достоверность результата диагностирования определяет полнота исходной информации о состоянии контролируемого объекта, выбор показателей и порядок их объективной оценки при определении работоспособности или обнаружении неисправности.

Вероятность снижения работоспособности оборудования или его элемента в условиях эксплуатации можно определить, объективно оценивая линейные износы сопряжении и зазоры в соединениях, вибрации, спектральный состав и интегральный уровень шума. В число способов диагностического контроля нормальности функционирования технологического оборудования входят: оценка эффективности работы по комплексу механикотехнологических показателей; определение действительных затрат энергии при холостом или рабочем режимах и сопоставление их с номинальными;

определение зазоров в подвижных соединениях; определение температуры корпусов подшипников, степени нагревания масла в редукторах, в кожухах цепных и зубчатых передач; оценка вибрационного и акустического состояния вибрационных перемещений, характеру шума, его интегральному уровню и спектральному составу.

называемые термоиндикаторные краски, которые в зависимости от температуры поверхности изменяют свой цвет. Измерение уровня шума осуществляют шумомерами, виброакустическую диагностику - резонансными стетоскопами. Помимо результатов технической диагностики, при оценке возможного состояния оборудования и разработке мер для поддержания его высококвалифицированных операторов машин и аппаратов, а также наладчиков и ремонтников.

2.1.2 Методы и средства технической диагностики Различают следующие методы технической диагностики: акустический, виброметрический, функциональный, комбинированный.

В акустическом методе в качестве диагностического симптома используются звуковые сигналы. Акустический сигнал несет большую классификация и разделение этой информации по отдельным сопряжениям представляет довольно сложную задачу. В качестве разделяющего признака используют частотный анализ сигнала. Сравнивают спектр частот с эталонным.

Разрабатывают специальные приборы — анализаторы, которые дозволяют автоматически выполнить эту операцию.

Применяют также и виброакустические методы, совмещающие оба вышеизложенных метода.

Широко применяется функциональный метод, состоящий в том, что непосредственно измеряются параметры косвенно характеризующие уровень функционирования машины. Например, состояние тормозной системы автомобиля можно•оценивать по тормозному пути, состояние узлов и, деталей комбайна по качеству выполняемого технологического процесса, износ цепей по их провисанию, качество работы двигателя по составу отработанных газов и т. д.

При комбинированном методе диагностики принимаются различные сочетания вышеперечисленных методов. Для проведения диагностики используются различные средства: виброакустическая аппаратура, манометры, индикаторы, динамометры, акселерометры, люфтомеры и другие приспособления в зависимости от метода диагностирования.

Для комплектной диагностики машины строят специальные стенды, позволяющие определить свыше десяти параметров. С помощью такого стенда можно выполнить полную диагностику задвижки предохранительного клапана примерно за 40 минут. При этом проверяются все его системы.

Эффективному внедрению технической диагностики содействует приспособленность машины к выполнению этой операции. В большинстве своем требования приспособленности конструкции к технической диагностике совпадают с требованиями к ремонтопригодности изделий: доступность, легкосъемность и т. д.

Средства контроля должны в свою очередь обладать надежностью, простотой конструктивного исполнения, приспособленностью к использованию в полевых условиях. Проверка и совершенствование средств диагностирования должны проводиться еще на стадии испытаний опытных образцов машин.

2.2 Техническое обслуживание и ремонт резервуаров 2.2.1 Общее положение Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на подразделение либо отдельного квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обследования, ремонтов, ведение журнала осмотров, качественное и своевременное устранение обнаруженных дефектов.

В объем наблюдений за состоянием конструктивных элементов резервуаров входят:

наружный и внутренний осмотры;

детальное обследование конструкции;

технический надзор за ремонтом резервуара, контроль за качеством ремонтных работ;

участие в гидравлических испытаниях резервуаров;

ведение журналов наблюдения.

Наружный осмотр резервуаров выполняется ежедневно, при этом должно быть обращено внимание на состояние тепловой изоляции, наличие (отсутствие) течей, состояние подводящих и отводящих трубопроводов, компенсирующих устройств.

Выявленные дефекты должны быть немедленно устранены, а затем описаны в журнале технического обслуживания.

соответствовать требованиям ПТЭ и поддерживаться постоянно в исправности;

при обнаружении трещин или разрушений необходимо произвести восстановление изоляции.

Внутренний осмотр резервуаров с определением толщины стенок производится в следующие сроки: при хранении мазута — не реже одного раза в пять лет, горячей воды — не реже одного раза в три года.

Внутренний осмотр производится при опорожненном и очищенном от донных отложений резервуаре.

За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам упорного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам 2.2.2 Обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специалисты проектируемой организаций; подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.

На основании результатов обследования составляется годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуаров.

Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены дефектная ведомость и необходимая проектносметная документация.

Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний — не реже одного раза в два года.

Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление степени износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений.

Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара.

Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

Частичное обследование включает:

ознакомление с технической документацией;

измерение толщины поясов стенки резервуара;

измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

проверку состояния основания и отмостки;

обследования.

Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ:

- ознакомление с технической документацией:

данными по изготовлению и монтажу резервуара, названием заводаизготовителя, номером проекта, датой изготовления и монтажа;

технической характеристикой резервуара (тип, высота, диаметр, вместимость и т.п.);

сведениями о металле (химический состав, механические свойства, толщина листов по сертификату);

характеристикой проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись);

данными о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов;

- внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши;

- измерение толщины поясов стенки, кровли, днища резервуара;

- контроль сварных соединений неразрушающими методами;

- механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений;

- химический анализ металла при необходимости.

При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др.;

местные деформации, вмятины, выпучины;

размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям.

Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара должно проводиться соответствующими приборами.

Контроль за качеством сварных соединений и основного металла должен осуществляться как неразрушающими, так и разрушающими методами.

При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы:

гамма- или рентгенографирование;

ультразвуковой контроль;

измерение геометрических размеров;

травление различными растворами;

магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях).

Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия проводятся в объеме, предусмотренном СНиП III-18-75.

При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла.

Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара.

При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций.

Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

При обследовании отмостки определяются плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков.

Результаты контроля заносятся в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.

По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара и даются рекомендации по его ремонту.

Поверхность резервуара следует осматривать с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности:

окраек днища и нижняя часть первого пояса;

наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы);

верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать бинокль или подзорную трубу);

места переменного уровня мазута либо воды;

Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах.

Осматриваемая поверхность должна быть очищена от грязи и нефтепродуктов.

Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах как с наружной, так и с внутренней сторон. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и др.).

Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

Существуют следующие виды коррозии:

равномерная (сплошная коррозия по всей поверхности металла);

местная (коррозия отдельных участков поверхности);

точечная, пятнистая, язвенная в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозная, послойная.

Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем, или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщины ультразвуковым толщиномером.

Контроль сварных соединений посредством внешнего осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям СНиП III-18-75 и проекта на резервуар.

Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродуктов.

При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру.

толщиномеры типа "Кварц" и другие, позволяющие измерять толщину в интервале 0,250 мм с точностью 0,1 мм.

Внутренний осмотр резервуара следует производить в следующем порядке:

днище, окраска днища и нижняя часть первого пояса;

верхняя часть первого пояса, второй, а затем третий и четвертый пояса — с помощью переносной лестницы;

верхние четыре пояса — с помощью подвесной люльки;

места переменного уровня продукта;

Для осмотра кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара можно вырезать на кровле отверстие с последующей установкой настила на фермах.

Днище, стенка и кровля осматриваются по всей поверхности для выявления таких дефектов, как риски, волосяные трещины, закаты, царапины, усадочные раковины, плены, вырывы, оплавление металла, коррозионные повреждения.

Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, и подрезы измерить штангенциркулем или специальным прибором (индикатором часового типа).

толщиномеров типов УТ-93П, "Кварц-15".

Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании продолжительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией.

Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх).

Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках.

Листы днища следует измерять по двум взаимно перпендикулярным направлениям; проводится не менее двух измерений на каждом листе.

перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500х500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается среднее арифметическое значение от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от среднего арифметического значения более чем на 10% в меньшую сторону.

При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли) принимается минимальная толщина отдельного листа.

Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

При контроле сварных соединений неразрушающим методом они должны предварительно подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезы, поры, незаваренные кратеры и другие видимые дефекты подлежат устранению до просвечивания.

При обнаружении с помощью внешнего осмотра трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением, применением ультразвука и т.д.), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены.

При отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях, когда предполагается ухудшение механических свойств при действии переменных нагрузок и чрезмерно высоких нагрузок и т.п., необходимо проводить механические испытания металла и сварных соединений.

В тех случаях, когда требуется определить причины снижения механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла, выполняются металлографические исследования.

Химический анализ металла корпуса резервуара проводится в тех случаях, когда в паспорте резервуара отсутствуют данные о марке материала, примененного при строительстве.

2.2.3 Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища При выявлении действительной геометрической формы резервуара и определении отклонений от проектных требований необходимо измерить значение отклонения образующих стенки на уровне середины и верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6 м по периметру резервуара.

рекомендуется проводить либо отвесом путем прямых измерений, либо с помощью теодолита.

Измерения целесообразно проводить при заполненном и пустом резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений.

Значения неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяются путем нивелирования в тех же местах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали.

2.2.4. Проверка состояния основания и отмостки При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

неплотное опирание днища резервуара на основание;

наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или других причин;

погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров;

непосредственно к резервуару;

трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого котла.

В первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонения от горизонтали наружного контура днища незаполненного резервуара вместимостью 2000-20000 м3 не должны превышать для двух соседних точек по контуру ±20 мм, а для диаметрально противоположных точек +50 мм. Отклонения заполненного резервуара не должны превышать для двух соседних точек ±40 мм и для диаметрально противоположных точек + мм.

У резервуаров вместимостью 2000-20000 м3, находящихся длительное время в эксплуатации, отклонения для двух соседних точек не должны превышать ±60 мм, а для диаметрально противоположных +100 мм.

Для резервуаров вместимостью 700-1000 м3 отклонения не должны превышать 75%, а вместимостью 100-400 м3 —50% значений, приведенных выше.

Основания резервуаров с отклонениями, превышающими указанные значения, подлежат исправлению.

2.2.5 Антикоррозионная защита металлических резервуаров Антикоррозионная защита металлических резервуаров выполняется после их возведения, а также в случае необходимости замены ранее существующей.

При выполнении работ по защите стальных резервуаров от коррозии следует руководствоваться требованиями СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.05.06-85 и ГОСТ 1510-84.

Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0,3% для противокоррозионной защиты днища рекомендуется применять катодную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных станций.

Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобожден от продукта и зачищен.

Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской, при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии, обезжиривание, дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла.

соответствии с ГОСТ 9.402-80. Состояние поверхности должно быть проверено комиссией и оформлено актом скрытых работ.

На подготовленную поверхность наносят покрытие, причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после технологической выдержки предыдущего слоя.

Ответственность за организацию и проведение окрасочных работ возлагается на главного инженера предприятия.

Перед началом работ необходимо:

поверхности и нанесения модификаторов ржавчины и эмали;

установить леса на определенную высоту;

смонтировать вентиляцию при защите внутренней поверхности резервуара и при необходимости вырезать монтажное окно в нижнем поясе для внесения в резервуар оборудования и лесов;

использовать освещение во взрывозащищенном исполнении при проведении работ в ночное время;

оборудовать открытую площадку с навесом для проведения подготовительной работы и приготовления лакокрасочных составов вблизи окрашиваемого резервуара.

Ремонт антикоррозионной защиты металлических резервуаров, предназначенных для хранения мазута, отбензиненной нефти и другого жидкого топлива, выполняется после очистки от остатков нанесенного ранее защитного покрытия, окалины и продуктов коррозии, а также обезжиривания.

Поверхность должна быть огрунтована в один слой грунтом ВЛ-02 (ГОСТ 12707-77) и покрыта четырьмя слоями эмали ВЛ-515 (ТУ 6-10-1052-75) или эпоксидной шпатлевкой ЭП-00-10 (ГОСТ 10277-90) в пять слоев.

Для нанесения защитного покрытия на основе эпоксидной шпатлевки ЭП-00-10 готовятся следующие составы (мас. ч.):

грунтовочный состав:

шпатлевка ЭП-00-10 (ГОСТ 10277-90) — 100;

отвердитель № 1 (СТУ 12-10242-90) — 8,5;

растворитель Р-40 (ВТУ УХП 86-59) — 45;

покровный состав:

шпатлевочный густовязкий состав:

хризотиловый асбест № 7 (ГОСТ 12671-81) — 5-7.

Перед нанесением покрытия металлическая поверхность должна быть очищена от окалины и ржавчины, жировых и других загрязнений. Очистка поверхности производится методом пескоструйной обработки с применением стального песка.

После пескоструйной обработки поверхность должна быть очищена от пыли с помощью пылесоса, а затем обезжирена путем протирки чистыми кистями или ветошью, смоченными растворителями (ацетоном, бензином БР-1, уайт-спиритом).

На подготовленную зачищенную поверхность краскораспылителем или кистью наносят грунтовочный слой с последующей сушкой его в течение 20- ч при температуре не ниже 18-20°С.

Толщина грунтовочного слоя должна составлять 30-50 мкм.

На загрунтованную и высушенную поверхность наносят требуемое проектом количество покровных слоев с промежуточной сушкой каждого слоя в течение 20-24 ч при температуре 18-20°С.

Для нанесения защитного покрытия на основе эмали ВЛ-515 используются следующие материалы: эмаль ВЛ-515 (ТУ 6-10-1052-75); растворитель Р-60 (ТУ 6-10-1256-72); спирт этиловый (ГОСТ 5962-67); этилцеллозольв (ГОСТ 8313бензин БР-1 (ТУ 38-401-67-108-92).

Рабочий состав эмали ВЛ-515 приготавливают в отдельном помещении при температуре воздуха 18-23°С.

Необходимая вязкость эмали достигается разбавлением ее растворителем Р-60. Растворитель и эмаль не должны содержать влаги, так как при ее наличии лакокрасочная пленка после высыхания белеет.

Расход материалов на 1м2 поверхности при нанесении покрытия на основе эмали ВЛ-515 в шесть слоев краскораспылителем приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Расход материалов на 1 м2 поверхности вискозиметру ВЗ-4 при температуре 20-23°С.

Каждый слой покрытия сушат при температуре не ниже 18°С в течение 24 ч.

После нанесения последнего слоя эмали покрытие выдерживают при температуре не ниже 18°С в течение 7 суток.

В процессе эксплуатации один раз в 1-2 года требуется проведение работ по восстановлению краски на отдельных участках, где нарушается сплошность покрытия.

2.2.6 Ремонт резервуаров 2.2.6.1. Общие сведения При монтаже и эксплуатации резервуаров встречаются следующие дефекты, требующие устранения:

- трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);

- трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);

- трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

- выпучины, вмятины и складки на днище;

- трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).

Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу.

Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;

- непровары, подрезы основного металла, шлаковые выключения и другие дефекты сварных соединений;

- негерметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;

- изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;

- коррозионные повреждения днища, стенки и кровли резервуара;

- значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;

- отрыв центральной стойки от днища резервуара;

- отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов;

- деформация днища по периметру резервуара;

- значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания;

- потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем у горизонтальных резервуаров, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм;

- осадка опор (фундаментов).

Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых — амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушение технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах мазута с повышенным содержанием серы и горячей воды; нарушение требований правил технической эксплуатации резервуаров из-за повышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума.

Работы по ремонту резервуаров производятся с соблюдением требований действующих правил техники безопасности, предусмотренных СНиП III-4-80 "Техника безопасности в строительстве".

2.2.6.2. Ремонт конструкции резервуаров При ремонте оснований резервуаров следует выполнять следующие работы:

- исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;

- исправление просевших участков основания;

- заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;

- ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);

- исправление отмостки.

При ремонте оснований для подбивки, исправления песчаной подушки и гидроизолирующий ("черный") грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3%) и иметь следующий состав (по объему):

- песок крупностью 0,1-2 мм — от 80 до 85%;

- песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — от 40 до 15%.

Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25% объема всего грунта.

В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы (ГОСТ 11955-82 "Битумы нефтяные жидкие дорожные") и каменный деготь (ГОСТ 4641-80).

Если ремонтные работы проводят при положительной температуре наружного воздуха, то приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или вручную.

Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то "черный" грунт следует укладывать подогретым до 50-60°С.

рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не проводится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков, утора, нижней части первого пояса.

При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают по ним гидроизолирующий слой.

При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые значения, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на гидроизолирующего грунта.

Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объемом 10000 м3 и выше устраняют путем подбивки под днище бетона марки не ниже 100.

Фундаменты горизонтальных резервуаров, получивших осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) на седло опоры бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкции днища, стенки или кровли подлежат частичному или полному удалению и ремонту.

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

Устранение неплотностей резервуаров осуществляется с помощью сварки и эпоксидных составов.

Сварку при ремонте резервуаров, находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10°С.

Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264-80 "Ручная дуговая сварка.

Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры" следующим образом:

- сборка листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняется внахлестку, при толщине более 5 мм — встык; размер нахлестки рекомендуется не менее 30-40 мм, зазор между листами не должен превышать 1 мм;

- элементы (накладки), свариваемые внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливаются с внутренней стороны резервуара;

- зазор между стыкуемыми кромками листов в стыковых соединениях следует принимать не менее 1 мм и не более 2 мм;

- в стыковых односторонних соединениях с подкладкой при зазорах между кромками более 4 мм толщина подкладки принимается равной толщине свариваемых листов;

- элементы, соединяемые встык ручной дуговой сваркой, должны иметь разделку со скосом под углом 27±3°;

- элементы тавровых соединений (при выполнении ручной сваркой) должны иметь зазор между вертикальными и горизонтальными листами до мм.

Расстояния между пересекающимися сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара — не менее 500 мм.

При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихватов или с помощью стяжных приспособлений.

Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.

Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина — 50мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400-500 мм.

Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.

При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки сталей, из которых выполнены элементы.

При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.

При выполнении сварочных работ с целью ремонта и исправления дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

- сварка стыковых швов окраек днища должна выполняться на соответствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается; конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой;

места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;

- технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4-6 мм, длину более длины дефектного места на 100-150 мм и ширину не менее 100 мм;

- вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

Учитывая, что при удалении дефектных участков сварного шва не всегда возможно обеспечение регламентируемых ГОСТ зазоров между стыкуемыми элементами, допускается увеличение ширины шва для стыковых соединений на 25%.

При необходимости удаления вертикального шва по всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт проводить участками, не превышающими высоту пояса;

- вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая их с наружной и внутренней сторон резервуара;

- соединение листов кровли и днища резервуара должно выполняться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом.

Длина ступени не должна превышать 200-250 мм.

Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла.

Для сварки первого слоя следует применять электроды диаметром 3 мм, для сварки остальных слоев — электроды диаметром 4-5 мм.

После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака и брызг металла. Участки слоев шва с порами, раковинами и трещинами должны быть удалены и заварены вновь.

обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 300- мм.

Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ и швов, прикрепляющих стенку к днищу в соответствии с требованиями ГОСТ 8713- и ГОСТ 14771-76.

Зазоры в конструкциях, собранных под механизированную сварку (автоматами), должны быть для стыковых соединений (между кромками) от до 3 мм, для тавровых соединений (между вертикальными и горизонтальными листами) не более 3 мм и для нахлесточных соединений (между листами) не более 1 мм.

В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.

Наложение шва поверх прихваток допускается только после зачистки их от шлака и кромок основного металла от брызг. При этом неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть удалены и при необходимости выполнены вновь.

Если в процессе сварки в сварном соединении или листе образуется новая трещина, лист следует удалить и заменить новым.

Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены следующими способами:

- перерывы швов и кратеров заварены;

- сварные соединения с трещинами, а также непроварами и другими недопустимыми дефектами удалены на длину дефектного места плюс по 15 мм с каждой стороны и заварены вновь;

- подрезы основного металла, превышающие допустимые, зачищены и заварены путем наплавки тонких валиков электродом диаметром 3 мм с последующей зачисткой, обеспечивающей плавный переход от наплавленного металла к основному.

Перекрывать наплавкой валика дефектные участки швов без предварительного удаления ранее выполненного дефектного шва, а также исправлять негерметичность в сварных швах путем зачеканки запрещается.

При заварке мест удаленных дефектных участков швов должно быть обеспечено перекрытие прилегающих концов основного шва.

Исправленные сварные швы должны пройти повторный контроль.

Эпоксидные составы при ремонте резервуаров применяют только для герметизации:

- кровли и верхних поясов, которые имеют большое количество сквозных коррозионных повреждений;

- сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;

- прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

Герметизация дефектных мест с применением эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции.

Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара. Дефектное место должно находиться выше уровня наполнения мазута либо воды в резервуаре.

Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6-8 мм по концам трещин.

Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40-80 мм с помощью безыскровых приспособлений.

Для ремонта резервуара рекомендуется применять эпоксидные композиции (клеи) холодного отвердения.

Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клею на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

Жизнеспособность клеевых составов при температуре 20°С составляет 45-60 мин.

2.2.7 Ремонт насосов Вследствие эррозии износу подвергаются валы, подшипники, штоки, поршни насоса.

2.2.7.1 Техническое обслуживание центробежных насосов Проверка и регулировка осевого разбега ротора. Проверка зазора в подшипниках скольжения и подшипников качения. Перенабивка подшипников скольжения. Проверка состояния нажимных сальниковых втулок. Осмотр соединительной муфты, набивка смазки. Проверка крепления насоса и электродвигателя к раме и рамы к фундаменту. Проверка центровки насоса с электродвигателем.

При подготовки центробежного насоса к ремонту выполняются следующие работы:

- снижение рабочего давления Рраб до атмосферного Ратм;

- отключение арматуры и установка заглушек;

- продувка азотом или водяным паром - составление плана и получение разрешения на огневые работы;

- составляется акт сдачи в ремонт.

При остановке насоса необходимо:

- закрыть запорную арматуру на приемном трубопроводе;

- остановить электродвигатель;

- закрыть запорную арматуру на напорном трубопроводе.

2.2.7.2 Ремонт центробежных насосов При ремонте насосов выполняются следующие работы:

-очистка и промывка масляных емкостей подшипников, - центровка валов насоса и электродвигателя, - проверка состояния приемного клапана, - осмотр и замена рабочих колес.

- статическая и динамическая балансировка ротора.

- ревизия маслонасоса с заменой изношенных деталей.

Подготовка насоса к пуску после выполнения ремонтных работ Перед пуском насос должен быть подвержен тщательному осмотру на предмет:

- исправности клапанов и сальников;

- состояния крепления всех шпилек и болтов.

2.3 Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения Таблица – 2.2 Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения 1. Неравномерная а) На участке осадки резервуара приваривают с Карта 1 (основание) осадка основания, интервалом 2,5 м ребра жесткости А на превышающая расстоянии 0,4 м от днища. Сварной шов допустимые 10x100 мм через 1500 мм.

значения и б) Под ребра жесткости устанавливают вызвавшая домкраты. Резервуар поднимают выше осадки неравномерную на 20 мм.

осадку резервуара в) Подбивают грунтовую смесь (супесчаный 2. Зазоры между а) Зазоры между бетонным кольцом и днищем Карта 2 (основание) бетонным кольцом утрамбовывают бетоном марки не ниже 100.

основания А и б) При необходимости восстановления окрайками днища Б вертикальности стенки резервуара выполняют до 100 мм на операции в соответствии с требованием карты значительном протяжении периметра корпуса В 3. Значительная а) Вокруг резервуара на расстоянии 1 м от него Карта 3 (основание) равномерная осадка устраивают монолитное бетонное кольцо Б.

основания Верх кольца должен быть не ниже основания на резервуара А, 50 мм.

превышающая б) Отмостки В устраивают по требованиям допуски в районах с основного проекта.

недостаточно в) Подводящие трубопроводы должны устойчивыми обеспечивать возможность осадки за счет грунтами гибких вставок или компенсирующих устройств 4. Местная просадка а) В днище Б резервуара на участке пустоты Карта 4 (основание) основания А под вырезают отверстие В диаметром 200-250 мм днищем Б для подливки грунтовой смеси Г.

резервуара (вне зоны В зависимости от площади просадки основания окрайков) глубиной и удобства подбивки при необходимости не более 150 мм на вырезают дополнительные отверстия.

площадке более 2 м б) Пустоту засыпают грунтовой смесью Г и Продолжение таблицы 2. 5. Днище А а) На разрушенном участке подбивают Карта 5 (основание) резервуара не грунтовую смесь пневмотрамбовкой или просело, а основание вручную (супесчаный грунт, пропитанный осыпалось. Между б) За пределами бака укладывают слой днищем и песчаного грунта В, а поверх него основанием утрамбовывают изолирующий слой.

образовался зазор в) Откосы Г основания выполняют согласно 6. Значительная а) На отдельных участках стенки резервуара Карта равномерная на расстоянии 0,4 м от днища приваривают с (основание днища) просадка стенки интервалом 2,5 м по периметру ребра резервуара по всему жесткости (см. карту 1).

периметру до 250 мм б) Под ребра жесткости устанавливаются с резким перегибом домкраты. Участок стенки поднимают выше окрайка днища на просадки на 50 мм.

расстоянии до 500 в) Распускают сварные соединения приварки км от стенки, окрайков к центральной части днища и сварные соединения стенки резервуара. Окрайки разрезают на днища не нарушены отдельные участки и удаляют из бака.

7. Продольная а) Расчищают дефектное место, выявляют Карта 7 (днище) трещина А в границу трещины и засверливают трещину сварном стыковом сверлом диаметром 6-8 мм.

соединении окрайка б) Разделывают кромки трещины с зазором доходящая до в) Сварку дефектного места осуществляют на уторного уголка Б; в технологической подкладке в два слоя или резервуарах без более от засверловки до наружного края уторного уголка — окрайка с обязательным выводом на до корпуса В технологическую прокладку.

Продолжение таблицы 2. 8. Днище резервуара а) Днище заменяют участками. Карта 8 (днище) прокорродировано б) Последовательно на высоту не менее 200 мм полностью отрезают стенку с участком окрайка и днища.

9. Выпучина-складка а) Выявляют границы дефектного участка, Карта 9 (днище) на днище с резкими подлежащего удалению.

перегибами и б) Распускают сварные швы в районе выпучины изломами и удаляют деформированные листы.

последовательность сварки показаны стрелками 10. Выпучина или а) В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б Карта 10 (днище) хлопун А высотой диаметром 200-500 мм в зависимости от более 150 мм на площади хлопуна и удобства подбивки площади более 2 м2 с грунтовой смеси В. В необходимых случаях плавным переходом вырезают дополнительное отверстие.

на днище резервуара б) Пазуху засыпают грунтовой смесью В Продолжение таблицы 2. 11. Продольная а) Расчищают дефектное место, выявляют Карта 11 (стенка) (сквозная или б) Конец трещины на основном металле несквозная) в засверливают сверлом диаметром 6 мм.

нахлесточном Вырубают (выплавляют) сварное соединение на сварном участке, большем дефектного места на 50 мм в соединении стенки каждую сторону. На основном металле резервуара с дефектный участок вырубают до засверленного выходом на отверстия с зазором между кромками 2±1мм.

основной металл в) Места нахлеста сваривают с наружной 12. Продольная а) Расчищают дефектное место, выявляют Карта 12 (стенка) (сквозная или б) Вырубают (выплавляют) сварное соединение несквозная) в на участке, большем дефектного места на 50 мм нахлесточном в каждую сторону.

сварном в) Сварку осуществляют с наружной стороны, соединении стенки при необходимости выполняют подварку резервуара без внутренних прерывистых швов.

выхода на основной г) Герметичность отремонтированного участка металл проверяют вакуум-методом или керосином 13. Коррозия а) Дефектные места стенки бака заменяют Карта 13 (стенка) внутренней последовательно отдельными участками.

поверхности б) Размечают границы участка А высотой, первого пояса большей высоты дефектной зоны на 100 мм, и стенки резервуара длиной до 3000 мм.

на значительной в) Вырезают дефектные места вначале у днища, длине в зоне затем по границе участка на стенке.

примыкания к г) Подгоняют с наружной стороны бака днищу. Характер внахлестку полосовую накладку Б толщиной, коррозии: группы равной толщине листа первого пояса стенки.

раковин глубиной д) Накладки сваривают одну с другой встык, а до 1,5-2 мм, со стенкой — внахлестку.

переходящих в е) Все сварные соединения испытывают на сплошные полосы, герметичность и проводят гидравлические а также точечные испытания бака заполнением его водой до углубления расчетного уровня осповидного типа Продолжение таблицы 2. 14. Поперечная а) Расчищают дефектное место, выявляют Карта 14 (стенка) трещина по границы трещины, засверливают ее сверлом стыковому сварному диаметром 8 мм и вырезают дефектный участок шву вертикального листа стенки резервуара на всю высоту пояса стыка стенки шириной по 250 мм от конца трещины, но не резервуара, менее 1000 мм.

распространившаяся б) Разделывают кромки листа пояса и вставки, на основной металл вставку подгоняют встык или внахлестку и сварному шву с а) Расчищают дефектное место, выявляют выходом на границы трещины и вырезают дефектное место основной металл в радиусом 500-700 мм.

замыкающем б) Изготовляют вставку А в виде двух вертикальном шве сегментов 1 и 2 из металла толщиной, равной стенки резервуара: толщине листов стенки.

1) выполненном в) Производят V-образную разделку кромок внахлестку в листа стенки и вставки.

середине пояса; г) Вставку А подгоняют встык с листами стенки 2) выполненном резервуара, и сегменты вставки прихватывают и внахлестку вблизи сваривают внахлестку с двух сторон горизонтального шва. Длина трещины не более 250 мм 16. Многократная а) Вырезают дефектное место по кругу Карта 16 (стенка) наварка на участок диаметром не менее 500 мм.

сварного соединения б) С внутренней стороны резервуара вплотную и лист стенки к стенке подгоняют внахлестку накладку А резервуара в диаметром не менее 1000 мм и толщиной, дефектном месте равной толщине листов стенки.

Продолжение таблицы 2. 17. Коррозия на а) Участок коррозии тщательно зачищают отдельных участках абразивным инструментом на длину более или по всей длине мм по обе стороны от дефектного места.

вертикальных и б) Дефектный участок подваривают тонкими горизонтальных валиками электродами диаметром 3 мм в двасварных соединений три прохода.

внутренней в) После сварки каждого слоя поверхность шва поверхности стенки тщательно зачищают от шлака.

резервуара. г) Выполняется 100%-ный контроль Характер коррозии отремонтированного участка сварного углубления осповидного типа и группы раковин глубиной от 2 до мм, переходящие в сплошные полосы 18. Замена стенки Ремонт стенки осуществляется с помощью резервуара без специальных монтажных стоек, разрушения днища и поддомкрачивающих стенку резервуара. Стойки перекрытия устанавливают снаружи резервуара и выпучина на первом б) Выпучину или вмятину исправляют с поясе стенки помощью домкрата до допустимых размеров.

резервуара, в) Подводящий трубопровод обрезают, возникшая в подгоняют и устанавливают дополнительную результате просадки вставку А подводящего трубопровода.

Размер дефекта превышает допустимые значения 20. Отрыв поясов а) Под стойку А полуфермы подгоняют уголок Б Карта полуферм от стенки сечением 160х160х10 мм, длиной 400-500 мм. (перекрытие) резервуара: б) Уголок приваривают к стенке В и к опорной 1) с разрывом части стойки Г швами с катетом, равным металла стенки; наименьшей толщине свариваемого металла.

2) без разрыва в) Место разрыва металла стенки В металла стенки перекрывают накладкой Д толщиной, равной Продолжение таблицы 2. 21. Центральная а) Проверяют заполнение трубчатой стойки Карта опорная стойка А с А песком через вырезаемое отверстие в кровле. (центральная опорная опорным кольцом Б б) Радиальные ребра опорного кольца Б стойка) поднята и не отрезают в зоне сопряжения со стойкой А.

опирается на днище в) Под опору стойки подводят подкладку Г В (кровля и стенка (при большем зазоре — катушку с торцевыми повреждений не заглушками). Катушку заполняют песком.

имеют) г) Подкладку Г (катушку) приваривают к 22. Центральная а) Расчищают дефектное место, опорная стойка устанавливают и размечают границу дефектного поднялась и вырвала участка днища, подлежащего удалению.

часть днища. б) Высверливают по разметке ручной дрелью Основание (пневмозубилом) под слоем технического пропитано вазелина дефектное место.

продуктом в) Под днище подбивают глиняный замок, отремонтированного участка проверяют вакуумметодом 2.4 Организационная структура сервисного объекта Организационная структура проектируемого сервисного предприятия представлена в виде структуры.

директора отдел обслуживанию Электроремонтный логического оборудования мического оборудования обработки В состав структуры входят следующие специалист 1 Главные специалисты.

Разрабатывает и внедряет прогрессивные технологические процессы, виды оборудования и технологической оснастки, инструмента и приспособлений, предусмотренных технологией.

технологические нормативы, инструкции, схемы сборки, вносит изменения в техническую документацию.

Обеспечивает составление технических расчетов и условий для изготовления запасных частей насосно-компрессорного оборудования.

Осуществляет руководство и надзор за работой персонала производства, координирует работу подразделений производства по всем направлениям деятельности.

Начальник цеха обеспечивает:

- ритмичную и эффективную работу производства;

- выполнение графиков ППР технологического и динамического оборудования, электрооборудования;

- оперативное устранение локальных неисправностей, для обеспечения непрерывного производственного процесса;

- контроль за проведением ремонтных работ и испытания оборудования, за соблюдением правил эксплуатации и надзор за ним.

Начальник цеха проводит работу по:

- совершенствованию организации труда и ремонтного производства, его технологии, предупреждению брака и повышению качества продукции;

- внедрению в производство средств механизации и автоматизации, способствующих повышению производительности труда, увеличению выпуска продукции;

- внедрению стандартов, технических условий и других нормативных документов по ремонту и обслуживанию оборудования.

3 Инженер по контролю качества.

Выявляет на предприятии участки производственной деятельности с регистрацией данных о качестве услуг, совершенствует систему сбора, учета и анализа информации о качестве продукции услуг.

Ведет учет, хранение и выдачу документации системы качества.

Изучает передовой отечественный и зарубежный опыт по разработке, внедрению, функционированию и совершенствованию системы качества.

Проводит контроль за соблюдением нормативных документов о системе качества.

Осуществляет руководство производственно – хозяйственной деятельностью производства по ремонту и техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений производства.

Механик обеспечивает:

- безаварийную и надежную работу всех видов оборудования, трубопроводов, арматуры, зданий и сооружений и их технически правильную эксплуатацию, согласно нормативным документам;

- своевременный и качественный ремонт, техническое обслуживание;

- руководство работниками подразделений производства, работоспособном состоянии;

- своевременный вывоз отходов производства.

Осуществляет технический надзор за состоянием и ремонтом защитных устройств на механическом оборудовании.

Своевременная подготовка ремонтной документации. Учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования, контроль его качества.

Изучает условия работы оборудования. Осуществляет анализ причин и продолжительность простоев, связанных с техническим состоянием оборудования.

восстановления узлов и деталей механизмов, а также мероприятия по увеличению сроков службы оборудования, сокращению его простоев и повышению сменности, предупреждению аварий.