Капитальный ремонт резервуара с заменой поясов

 

 

2.2 Расчет стенки резервуара на устойчивость

Устойчивость резервуара обеспечивается при выполнении следующего условия:

,

где , - соответственно расчетные вертикальные (осевые) и горизонтальные (кольцевые) напряжения в стенке резервуара, МПа;

, - соответственно критические вертикальные и горизонтальные напряжения, МПа.

Расчетные значения напряжений определяются по формулам:

где  Мкр - масса кровли  резервуара с учетом оборудования, кг;

МСТ - вес вышележащих поясов стенки резервуара, кг;

r - радиус резервуара;

QСН, QВАК – соответственно значения результирующей снеговой и вакуумметрической нагрузок на кровлю резервуара, Н;

PВАК - вакуумметрическое давление на кровлю резервуара, Па;

PВЕТ - нормативное ветровое давление на стенку, Па;

δср - среднеарифметическая толщина стенки;

 

Нормативные значения внешних нагрузок определяются по формулам:

Снеговая

где s0 – удельная снеговая нагрузка, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85*для снегового района V s0=2240 Па;

Вакуумметрическая

где F - площадь кровли резервуара, м2;

 

Ветровое давление 

где w0 – удельная ветровая нагрузка, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85*для ветрового района III w0=380 Па;

С0 - аэродинамический коэффициент,  С0=0,8.

Вычисляем среднеарифметическую толщину стенки резервуара:

Определяем расчетные и критические горизонтальные (кольцевые) напряжения:

Для каждого пояса определяем его собственную массу 

И суммарную массу вышележащих поясов

 

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 2.2 – Результаты расчета

Пояс	8	7	6	5	4	3	2	1
Мпi, кг	3349,503	3349,503	3349,503	3349,503	3349,503	4186,879	4186,879	5024,255
Мст, кг	0	3349,503	6699,006	10048,51	13398,01	16747,52	20934,40	25121,27

 

Для каждого пояса определим величину коэффициента с.

Таблица 2.3 - Подбор коэффициента С

	600	800	1000	1500	2500
С	0,11	0,09	0,08	0,07	0,06

 

После интерполяции табличных значений получим

Для каждого пояса, начиная с верхнего, определяем расчетные и критические вертикальные (осевые) напряжения:

 

Проверяем выполнения условия начиная с верхнего пояса

 

Расчеты приведены в таблице.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.4

пояс	σв	σвкр	условие
8	5,578	4,421	1,446
7	5,693	4,421	2,434
6	5,808	4,421	2,460
5	5,922	4,421	2,486
4	6,037	4,421	2,512
3	4,921	5,729	2,005
2	5,036	5,729	2,025
1	4,292	7,295	1,735

Условие устойчивости не выполняется.

Увеличиваем толщину стенки пояса в большую сторону (при этом толщина стенок всех нижерасположенных поясов должна быть не менее верхних). Далее расчет повторяется с вычисления среднеарифметической толщины стенки резервуара.

Результаты расчета стенки резервуара:

 

с0,007 = 0,06871

Таблица 2.5

пояс	δi, мм	Мпi, кг	Мстi, кг	σвi, МПа	σвкрi, МПа	условие
8	5	4186,879	0	4,463	5,729	1,47
7	5	4186,879	4186,879	4,577	5,729	1,49
6	5	4186,879	8373,758	4,692	5,729	1,51
5	5	4186,879	12560,637	4,807	5,729	1,53
4	5	4186,879	16747,516	4,921	5,729	1,55
3	6	5024,255	20934,495	4,197	7,295	1,27
2	6	5024,255	25958,645	4,312	7,295	1,29
1	7	5861,631	30982,9	3,794	8,860	1,12

 

Условие устойчивости не выполняется.

Увеличиваем толщину стенки пояса.

Результаты расчета стенки резервуара:

 

с0,008 = 0,0715

 

Таблица 2.6

пояс	δi, мм	Мпi, кг	Мстi, кг	σвi, МПа	σвкрi, МПа	условие
8	6	5024,255	0	3,718766	7,294737	0,966933
7	6	5024,255	5024,255	3,833508	7,294737	0,982663
6	6	5024,255	10048,51	3,948251	7,294737	0,998392
5	6	5024,255	15072,76	4,062994	7,294737	1,014122
4	6	5024,255	20097,02	4,177736	7,294737	1,029851
3	7	5861,631	25121,27	3,679268	8,859974	0,872414
2	7	5861,631	30982,91	3,79401	8,859974	0,885365
1	8	6699,007	36844,54	3,420159	10,53684	0,781736

 

Условие устойчивости не выполняется.

Увеличиваем толщину стенки пояса.

Результаты расчета стенки резервуара:

 

с0,008 = 0,07466

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.7

пояс	δi, мм	Мпi, кг	Мстi, кг	σвi, МПа	σвкрi, МПа	условие
8	7	5861,631	0	3,187513	8,859974	0,679423
7	7	5861,631	5861,631	3,302256	8,859974	0,692373
6	7	5861,631	11723,26	3,416999	8,859974	0,705324
5	7	5861,631	17584,89	3,531741	8,859974	0,718275
4	7	5861,631	23446,52	3,646484	8,859974	0,731225
3	8	6699,007	29308,15	3,291073	10,53684	0,631997
2	8	6699,007	36007,16	3,405816	10,53684	0,642886
1	9	7536,382	42706,17	3,129386	12,37784	0,572479

 

Условие прочности и устойчивости выполняется для каждого пояса резервуара.

 

3 Защита резервуаров от коррозии [1]

 

В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Снаружи резервуары корродируют под действием атмосферной влаги и содержащихся в воздухе частиц агрессивных веществ. Внутри резервуаров коррозия зависит в основном от частоты заполнения их нефтепродуктами, химического состава нефтепродуктов, наличия в топливе воды. Скорость и характер коррозионного процесса наиболее ярко выражены на внутренней поверхности резервуаров в местах раздела двух сред; например, нефтепродукт — подтоварная вода, нефтепродукт — паровоздушная смесь. На интенсивность коррозии оказывают влияние влага и температура окружающей среды, а также стойкость стали, из которой изготовлен резервуар, против коррозии.

Состояние антикоррозионной защиты наружной поверхности наземных резервуаров периодически контролируют. В процессе контроля проверяют наличие дефектов в наружном слое защитного покрытия, сплошность антикоррозионных покрытий по всей наружной поверхности, степень адгезии защитного покрытия к металлической поверхности резервуара. Работы по защите от коррозии наружной поверхности наземных резервуаров необходимо проводить согласно РД 112-РСФСР-015-89.

 

3.1 Способы защиты резервуаров от коррозии

 

Способы защиты подземных частей резервуаров от коррозии подразделяются на способ защиты от почвенной коррозии (электрохимической) и способ защиты от коррозии блуждающими токами. От почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами используют катодную, протекторную и дренажную защиты.

Наружные поверхности резервуаров эффективно могут быть защищены нанесением на предварительно подготовленную поверхность изоляционных антикоррозионных покрытий в виде полимерных лент, битумно резиновых или битумно полимерных мастик. От почвенной коррозии днища резервуаров защищают гидроизоляционным слоем, а также используют протекторную защиту, когда к днищу резервуара электрически присоединяют алюминиево-магниевые протекторы, находящиеся на глубине 1,5 м вокруг резервуара. Кроме этого, днища резервуаров эффективно защищают, применяя катодную защиту.

Антикоррозионную защиту наружной поверхности подземных резервуаров осуществляют согласно ГОСТ 9.602 и ГОСТ 25812.

При выполнении работ по защите подземных и наземных резервуаров стационарных, передвижных и контейнерных АЗС от коррозии следует руководствоваться СНиП 2.03.11 -85 и ГОСТ 1510.

 

3.2 Нанесение антикоррозионных покрытий

 

Весьма трудоемки работы, связанные с антикоррозионной защитой внутренних поверхностей резервуаров из-за сложности операций как по подготовке внутренних поверхностей к нанесению защитного покрытия, так и по их окрашиванию. Нанесение на внутреннюю поверхность резервуара маслобензостойких материалов является достаточно эффективным средством антикоррозионной защиты.

При подготовке наружной поверхности резервуаров к антикоррозионному покрытию удаляют ручным или механизированным способом пришедший в негодность защитный слой, следы коррозии, грязь. Коррозию с металла снимают механическим способом, применяя механические шкурки и металлические щетки, или химическим способом, используя при этом моечный состав, который состоит из 35% фосфорной кислоты, 20% этилового спирта, 5% бутилового спирта, 1 % гидрохинона и 39% воды. Моечный состав наносят на корродированную поверхность на 3-5 минут, после чего состав вместе с продуктами коррозии смывают горячей водой и поверхность протирают насухо. Механической очистке и обезжириванию подлежит вся наружная поверхность резервуаров. Подготовленную поверхность тщательно протирают и просушивают.

Технологический процесс подготовки внутренних поверхностей резервуаров и трубопроводов для нанесения антикоррозионных покрытий во многом отличается от процесса подготовки наружных поверхностей. Так, для выполнения данных работ из резервуаров сливают нефтепродукты, проводят зачистку и дегазацию. После обезжиривания внутреннюю поверхность обрабатывают песком при помощи пескоструйной установки во взрывозащищенном исполнении. Затем очищают внутренние поверхности от песка и грязи, а на места коррозии наносят волосяными щетками моечный состав. По истечении 3-4 минут внутренние поверхности промывают горячей водой и сушат при температуре 15-20 °С в течение 2-3 суток, оставив при этом открытыми люки и задвижки. После этого проверяют качество выполнения подготовительных работ, а следовательно, и пригодность поверхностей для нанесения антикоррозионного покрытия.

На подготовленную наружную и внутреннюю поверхности резервуаров при помощи пневматического распылителя ровным слоем наносят грунт, следя при этом, чтобы не образовывались подтеки. Данная операция направлена на защиту металла от коррозии и сцепляемость антикорозионных покрытий с металлом.

После завершения данных работ на наружную поверхность наземных резервуаров наносят лакокрасочные покрытия светлых типов, обладающие тепло отражательным эффектом и антикоррозионными свойствами. Окончательно окрашенная поверхность должна иметь одинаковую толщину слоя без подтеков и других дефектов.