Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров

2.11. Зондирование основания резервуара 2.11.1. Сущность метода заключается в зондировании грунта под днищем резервуара с целью выявления факта наличия и места нахождения утечек нефтепродуктов по месту обнаружения диэлектрических аномалий. Аномалия с повышенной, по сравнению с фоновыми значениями, удельной проводимостью или диэлектрической проницаемостью относят к скоплению ржавчины или скоплений воды в месте нахождения хлопуна. Аномалии с пониженной проводимостью или меньшей величиной диэлектрической проницаемости относят к скоплению нефти и нефтепродуктов в грунте подушки резервуара. 2.11.2. Метод позволяет обнаружить зоны утечки нефтепродуктов через днище, повышенного коррозионного износа днища при высоком уровне грунтовых вод, а также идентифицировать вид дефекта: отпотина, утечка, повышенная коррозия и хлопун днища. Методика измерения сопротивления или электрической емкости грунта в основании резервуара приведена в приложении 5. 2.12. Исследование механических свойств, химического состава и структуры стали Исследование механических свойств, химического состава, а также структуры металла, выполняется в случае необходимости для установления их соответствия требованиям проекта или с целью выяснения изменения их под влиянием эксплуатационных факторов и времени. Основные положения методики определения механических свойств, химического состава и металлографических исследований приведены в приложении 6. 3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА РЕЗЕРВУАРА Вертикальные стальные резервуары работают в условиях статического и малоциклового нагружения. Поэтому при их диагностировании необходим расчет остаточного ресурса так при статическом нагружении с учетом коррозии металла, так и при малоцикловом нагружении. Остаточный ресурс стенки резервуара при малоцикловом нагружении можно опpeдeлить на основе механики малоциклового разрушения. Остаточный ресурс стенки резервуара определяют как сумму циклов по двум стадиям циклического разрушения: (3.1) где - число циклов до образования макротрещин; - число циклов до образования лавинообразной трещины. 3.1. Расчет ресурса стенки резервуара до образования макротрещин Число циклов до образования макротрещины можно определить по формуле: (3.2) где Е - модуль упругости, Е = 2 ·10, МПа; - относительное сужение, определяемое экспериментальным путем или по справочным данным; - коэффициент запаса по напряжениям, = 2; - амплитуда условных напряжений в расчетной точке стенки резервуара, МПа; - предел выносливости для стали, МПа; - коэффициент, учитывающий снижение характеристик в результате сварки, для малоуглеродистой стали: при ручной дуговой сварке = 0.8; при автоматической дуговой сварке = 0.9; - коэффициент запаса по долговечности, = 10. Амплитуду условных напряжений в расчетной точке стенки резервуара определяют следующим образом: если то (3.3) где - предел текучести металла стенки, определяемый при механических испытаниях или по строительным нормам, МПа; - амплитуда напряжений в расчетной точке стенки: (3.4) где - номинальное напряжение в стенке (3.5) где - наибольший уровень нефтепродукта в резервуаре. Если же , то (3.6) где - коэффициент концентрации деформации в упругопластической зоне, определяемый по зависимости Нейбера (3.7) где - теоретический коэффициент концентрации напряжений (табл. 3.1); - коэффициент концентрации напряжений в упругопластической зоне, (3.8). Значения предела текучести и предела прочности следует принимать: если при испытаниях значения и соответствуют требованиям действовавших во время строительства государственных стандартов и технических условий на сталь - по минимальному значению, указанному в этих документах; если при испытаниях значения и ниже предусмотренных государственными стандартами или техническими условиями на сталь, действовавшими во время строительства - по минимальному значению, полученному при испытаниях. Таблица 3.1 Значения коэффициента концентрации напряжений #G0Соединения Стыковое, при обычном усилении 1,9 Стыковое, в случае пересечения его продольным швом 2,4 Прикрепление планок, ребер и других вспомогательных элементов 3,0 Нахлесточное с обваркой по контуру 3,6 Нахлесточное с фланговыми швами 5,0 В формуле (3.2) не учитывается коррозионный износ резервуара. Остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии должен вычисляться по формуле: , (3.9) где - ресурс стенки резервуара без учета коррозионного воздействия по формуле (3.2); - коэффициент влияния среды, для частот до 1,0 Гц. (3.10) где - коэффициент коррозии (табл. 3.2) (уменьшение частоты на один порядок приводит к увеличению на 10...15%). Зная остаточный ресурс резервуара, остаточный срок службы можно определить по формуле: (3.11) где - годовая оборачиваемость или число полных циклов заполнения резервуара, 1/год. 3.2. Расчет ресурса стенки резервуара до образования лавинообразной трещины Рекомендуется следующий порядок расчета остаточного ресурса по числу циклов в связи с ростом трещины. Таблица 3.2 Коэффициент коррозии #G0Коррозионная среда При осуществлении специальных мер по снижению коррозии Без применения мер по снижению коррозионного воздействия 0,02...0,05 0,1 3.2.1. Выявляют неразрушающими методами контроля максимальную длину (глубину) начальной трещины и определяют значение критического коэффициента интенсивности напряжений экспериментально или расчетным методом. 3.2.2. Определяют критическую длину трещин по формуле: . (3.12) 3.2.3. Вычисляют размах коэффициента интенсивности напряжений по формуле: , (3.13) где 3.2.4. Экспериментально определяют значения постоянных материала А и . 3.2.5. Остаточный ресурс стенки резервуара на стадии развития трещины определяется числом циклов, соответствующих росту трещины от начальной длины до критической и вычисляется по формуле: (3.14) 3.2.6. Остаточный срок службы резервуара определяется по формуле: (3.15) 3.3. Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию коррозионного изнoca 3.3.1. Порядок прогнозирования. Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется путем проведения периодических обследований резервуара, измерения фактических толщин конструкции стенки, днища, покрытия (плавающей крыши), статистической обработки результатов измерений и последующего рассчета остаточного ресурса по каждому конструктивному элементу отдельно. При обследовании резервуара должны быть определены: площадь поверхности, подвергшейся коррозии, площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое измерение, степень неравномерности коррозии и необходимое число измерений. 3.3.2. Метод обработки результатов измерений. Статистическая обработка результатов измерений включает: - определение минимального необходимого числа измерений (объем выборки); - оценка однородности полученной выборки; - определение коэффициента вариации и параметров распределения глубины коррозии; - определение максимальной глубины коррозии по элементам конструкции. Выбор необходимого минимального числа точек измерения на поверхности элемента корпуса резервуара (стенка, кровля, днище, плавающая крыша) следует осуществлять в зависимости от требуемой доверительной вероятности оценки , допустимой ошибки и степени неравномерности коррозии, характеризующейся коэффициентом вариации глубин коррозии. Величина коэффициента вариации ориентировочно может быть выбрана: - при малой неравномерности коррозии до 0,2; - при значительной 0,3+0,5; - при сильной - свыше 0,5. Доверительную вероятность выбирают не менее 0,90, максимальную допустимую относительную oшибкy - 0,10. 3.3.3. Оценка однородности данных. Поскольку различные участи поверхности металла при эксплуатации могут подвергаться различной интенсивности коррозии, то полученные данные необходимо проверить на однородность. Для этого последовательно проверяют выборки на однородность по критерию Стьюдента. Коэффициент вариации глубины коррозии по поверхности определяют по формуле: (3.16) где - средняя глубина коррозии, мм. По известному значению по справочнику выбирают значения параметров распределения Вейбулла и . По средней глубине коррозии определяют значение параметра масштаба: (3.17) 3.3.4. Определение максимальной глубины коррозии обследуемой конструкции. Максимальная глубина коррозионного повреждения конструкции определяется путем непосредственного измерения. При невозможности измерения всех участков конструкции производят измерение глубины коррозии на отдельных участках. Максимальную вероятную глубину коррозии на всей поверхности, подлежащей обследованию, определяют расчетом по формуле: (3.18) где - требуемая достоверность оценки; - показатель масштаба; - площадь поверхности, подлежащая обследованию; - площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое измерение. 3.3.5. Прогнозирование остаточного срока службы резервуара. Прогнозирование остаточного срока службы резервуара осуществляют на основании расчета остаточного срока службы всех элементов резервуара (i-ый пояс стенки, днище, кровля) и определения минимального значения этой величины: (3.19) Остаточный срок службы элемента резервуара оценивают по формуле: (3.20) где - средняя толщина i-го элемента, мм; - минимально допустимая толщина i-го элемента, мм; - средняя скорость коррозии i-го элемента, мм/год (3.21) - время эксплуатации резервуара между обследованиями. Скорость коррозии элемента может значительно отличаться от средней величины. Тогда с учетом разброса: (3.22) где - коэффициент, учитывающий разброс скоростей коррозии. При = 0,2 получают = 0,88, при = 0,5 = 0,575, при = 0 = 1. Максимальную скорость коррозии можно определить из зависимости: (3.23) Тогда гapaнтирoвaнный остаточный срок службы элемента резервуара по критерию коррозионных повреждений: (3.24) За гарантированный остаточный срок службы резервуара по критерию коррозионных повреждений принимают величину. .

Похожие:

	Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных... Настоящая Инструкция устанавливает требования и методические указания к проведению технического диагностирования вертикальных стальных...		Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования... Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических...
	Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических...		Инструкция по проектированию, изготовлению и монтажу вертикальных... Разработаны: Институтом по проектированию объектов нефти и газа зао «Ин­жи­ни­ринговая компания «КазГипроНефтеТранс», Самарским филиалом...
	Инструкция по заполнению документов на регистрацию информационного ресурса Настоящая инструкция определяет порядок заполнения и представления документов для регистрации информационного ресурса в Реестре государственных...		«Оценка технического состояния и определение остаточного ресурса... Процедура предоставления государственной услуги завершается получением заявителем
	Методические рекомендации по обследованию технического состояния... Котельников (председатель), В. Я. Комиссаров, А. Н. Горлов, Е. А. Николаев, П. А. Полюдов, Г. П. Сарвин, В. А. Тишин, Н. Н. Коновалов,...		Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров... Инструкция предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров в целях оценки технического...
	Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для... Инструкция предназначена для персонала энергопредприятий, осуществляющего эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения жидкого...		Инструкция по работе с программным комплексом единого информационного ресурса При входе в программный комплекс единого информационного ресурса (далее – пк еир) пользователю необходимо пройти авторизацию в меню,...