Резервуардың қабырғасының жоғарғы белдеулерін жөндеу


Жұмыс түрі:  Дипломдық жұмыс
Тегін:  Антиплагиат
Көлемі: 77 бет
Таңдаулыға:   
Бұл жұмыстың бағасы: 1900 теңге
Кепілдік барма?

бот арқылы тегін алу, ауыстыру

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






Мазмұны

КІРІСПЕ 8
1. ТехнИКА-ТЕХНОлогиялық бөлім 9
1.1 Мұнай айдау станциясы 9
1.1.1 Мұнай айдау станциясы туралы негізгі мәліметтер 9
1.1.2 Мұнай айдау станцияның резервуарлық паркі 9
1.1.3 Жөнделетін резервуар туралы мәліметтер 10
1.2 Тік болат резервуарларды жөндеу 11
1.3 Резервуардың техникалық диагноcтикаға дайындау 12
1.4 Резервуар элементтерінің металының қалыңдығын өлшеу 13
1.5 Резервуарды акустико-эмиссионды әдіспен тексеру 14
1.5.1 АЭ бақылау технологиясы 14
1.5.2 Резервуар қабырғасы мен түбінің АЭ бақылауы 15
1.5.3 АЭ бақылаудың техникалық құралдары 15
1.5.4 Объекттің акустикалық қасиеттері 17
1.5.5 АЭ бақылау көздерінің бағалау критерийлерін таңдау 17
1.6 Резервуар қондырғыларын тексеру 18
1.7 Дайындық жұмыстары 19
1.8 Резервуарды мұнай және мұнайөнімдерінің қалдықтарынан тазарту 21
1.9 Дефектілер және оларды жою әдістері 24
1.10 Металл понтонын монтаждау 32
1.11 Резервуарды коррозияға қарсы қорғау 34
1.12 Резервуарды сынау 35
1.13 Резервуар қондырғыларын ауыстыру 36
1.14 Резервуардың түбіндегі тұнбаларды сұюлтуға арналған Тайфун-20
қондырғысы 39
1.15 TankRadar деңгей өлшегіші 41
1.16 Патенттік шолу 44
2 Есептік бөлім 46
2.1 Резервуардың қабырғасын берітікке есептеу 46
2.2 Резервуардың қабырғасын орнықтылыққа есептеу 46
2.3 Резервуардың қалдық ресурсын есептеу 50
3. ЭКОНОМИКАЛЫҚ БӨЛІМ 51
3.1. Инвестицияның экономикалық тиімділігі және қызметтердің принциптері
51
3.1.1. Экономикалық тиімділіктің есептеу негізі. 52
3.1.2. Экономикалық тиімділік көрсеткіштері 52
3.1.3. Өндіріс шығын және өнімнің өзіндік құны 54
3.1.4. Негізгі өндірістік қорлар. 54
3.1.5. Амортизацияның негізгі қорлары 56
3.2. Капиталды салымдарды есептеу 57
3.3.Еңбек ақыға есептеулер 57
3.3.1.Амортизация аударылымы 58
3.3.2. Еңбек ақы 58
3.3.3. Жөндеу қоры 59
3.3.4.Энергетикалық шығындар 59
3.3.5.Табиғи азаю 59
3.3.6. Тағы басқа шығындар 60
3.4 Жылдық эксплуатация шығыны 60
3.5. Айдау тарифын есептеу 60
3.6. Өнімділік уақыты 62
3.7. Залалсыздық нүктесі 62
4. ЕҢБЕКТІ ҚОРҒАУ 63
4.1 Өндірістік санитария 63
4.1.1 Қауіпті және зиянды өндірістік факторлар сараптамасы 65
4.1.2 Өндірістік жарықтандыруды ұйымдастыру және есептеу 66
4.2 Техника қауіпсіздігі 67
4.2.1 Резервуарда технологиялық операцияларды орындау кезіндегі қауіпсіздік
шаралары 67
4.2.2 Резервуарды жөндеу жұмыстары кезінде қауіпсіздікке қойылатын талаптар
68
4.3 Өрт қауіпсіздігі 68
4.3.1 Резервуарды пайдалану кезіндегі өртке қарсы іс-шаралар 68
4.3.2 Резервуар мен резервуар қондырғыларын пайдалану кезінде жарылыстың
алдын-алу шаралары 71
5. Қоршаған ортаны қорғау 73
5.1 Ауа кеңістігін ластау көздері 76
5.2 Ауа кеңістігін ластаушы заттарды есептеу 77
5.3 Мұнай және мұнай өнімдерінің булануынан болатын жоғалтуларды азайтуға
бағытталған шаралар 79
5.4 Су кеңістігін қорғау 80
5.5 Жер және жер қойнауын қорғау 81
5.6 Қалдықтардың түзілуі мен оларды орналастыруға қойылатын шектеулер 83
ҚОРЫТЫНДЫ 84
Пайдаланылған әдебиеттер тізімі 85

КІРІСПЕ

Мұнай және мұнайөнімдері сақтау үрдісін ұйымдастыруға әсер ететін
өздеріне тән қасиеттерге ие. Оларға жоғары буланушылық, өрт, жарылыс қаупі
және электрленуі.
Шикі мұнайдың көпшілік сорттарының және ашық түсті мұнай өнімдерінің
жоғары буланушылығы оларды сақтау барысында үлкен жоғалтуларға әкеледі. Бұл
жоғалтулар сандық және сапалық болып бөлінеді. Жоғалту барысында отынның ең
жеңіл және бағалы фракциялары буланады.
Осы себептерден резервуардың барлық конструкцияларына беріктігі мен
сенімділігінен басқа жоғалтуларды азайтуға бағыттыалған шараларға көп көңіл
бөлінеді. Бұл жоғалтулар үлкен шығындарға әкеледі, сондықтан олармен күресу
басты мақсаттардың бірі болып табылады.
Үлкен тыныс алудан болатын жоғалтуларды азайтуға қалқымалы понтонды
резервуарларда қолдану арқылы қол жеткізуге болады. Понтонды монтаждау үшін
резервуардың жағдайын тексеріп, осы резервуарға сәйкес есептеулер жүргізу
қажет.
Резервуар түбінде пайда болатын түптік тұнбалар пайдалану барысында
қиындықтар туғызады. Қазіргі замаңғы түптік тұнбаларды сұюлтуға арналған
қондырғыларды резервуарға орнату арқылы резервуарды пайдалану тиімділігін
арттыруға болады.
Резервуардың пайдалану мерзімін ұзарту үшін резервуардың түбі мен
қабырғасынан басқа қондырңыларын ауыстырып жетілдіру қажет.
Осы аталған жұмыстар резервуарды күрделі жөндеу кезінде жасалады.
Резервуарды күрделі жөндеу - резервуарды пайдаланудан шығарып, белгілі бір
элементтерін ауыстыру немесе қалпына келтіру арқылы техникалық пайдалану
сипаттамаларын қалпына келтіру шараларын жиынтығы.

1. ТехнИКА-ТЕХНОлогиялық бөлім

1.1 Мұнай айдау станциясы

1.1.1 Мұнай айдау станциясы туралы негізгі мәліметтер

Станцияның аталуы: “Ақтау ” БМАС.
Өлке, облыс, республика: ҚР, Маңғыстау облысы.
Пайдалануға берілген жылы: 1966 ж.
Жобалаушы ұйымның аталуы: ЮжГипротрубопровод Киев қ.
Мұнай айдау станцияняң алып жатқан жер көлемі: 26 га.
Станция териториясының қоршалуы: Темір-бетон.
Станцияның теңіз деңгейімен салыстырғандағы биіктік белгісі: 23м.
Өзен-Жетібай-Ақтау мұнай құбырының 141,6 км. және Қаламқас-Қаражанбас-
Ақтау мұнай құбырының 265 км.-де орналасқан.

1.1.2 Мұнай айдау станцияның резервуарлық паркі

Магистралды мұнайөткізгішінің ажырамас бөлігіне резервуарлық парктар
жатады. Олар негізгі технологиялық процесті – мұнайды мұнайөткізгіш бойымен
сенімді және тоқтаусыз айдауды қамтамасыз етеді.
Резервуарлық парк деп мұнайды қабылдау, сақтау және айдау
технологиялық процестерді орындауға арналған өзара байланысқан резервуарлар
тобын айтады.
Резервуарлық парктер келесі операцияларды орындауға арналған:
- мұнай өндіретін кәспорындардан мұнайды қабылдау;
- мұнай көлемін санау;
- Мұнайды қабылдау-айдау бірқалыпсыздығын реттеу;
Осыған байланысты бас мұнай айдау станцияларын (БМАС) резервуарлық
парктармен жабдықтайды.
БМАС-ның резервуарлық парктары мұнайдың өндірістен келу тоқтап немесе
бірқалыпсыз болған жағдайда құбырөткізгіштің тоқтаусыз жұмысын қамтамасыз
ету мақсатында мұнайдың қорын жасау үшін және айдаудың жоспарлық немесе
апаттық тоқтаулары кезінде мұнайды қабылдау үшін қолданылады. Әртүрлі
сортты мұнайларды айдау кезінде резервуарлық парктер әр мұнайдың айдауға
жеткілікті көлемін жинау үшін пайдаланады.
Айдау станцияларындағы резервуарлық парк сыйымдылығы станцияның
арналуына байланысты анықталады. Басты айдау станциясында және құбырдың
соңғы бөлігінде ол айдаудың үш күндік көлеміне тең, ал аралық
станцияларында 10-20 мың м3 (екі-төрт резервуар). Тізбекті айдау кезінде
аралық станциялардың резервуарлық парктері құбырдың өткізу қабілетін толық
қолдануға мүмкіндік береді. Сонымен, ауыр мұнай өнімін жеңілірек немесе
тұтқырлығы аз мұнай өнімімен итергенде басты айдау станциясы берілісті
үлкейтеді. Басты айдау станциясының берілісті өсіруі келесі станциялардағы
арын мен қысымның өсуіне әкеледі, ол шекті жұмыс қысымынан асып кетуі
мүмкін (жеңіл мұнай өнімін ауыр өніммен итергенде керісінше жағдай болады).
Шекті мәнде қысымды ұстап тұру үшін берілісті сораптаудың жалғану үлгісін
өзгертумен реттеп отырады.
Айдау станцияларының резервуарлық парктері өртке қарсы нормаларға
сәйкес ең аз қашықтықта орналасады және сораптық станцияның бөлік
белгісімен салыстырғанда жоғары тұруы керек. Бұл шарт copy құбырларының
өздігінен толуына және сораптардың қабылдау құбырларында статикалық
тегеурін туғызуға жағдай жасайды. Бұл болса үлкен өнімділігі бар ортадан
тепкіш сораптар үшін өте маңызды.
“Ақтау” БМАС-да жалпы көлемі 131560 м3 20 резерувуар үш резервуарлық
паркты құрайды.
1-нші резервуарлық парк - 5000м3 16 резервуар.
2-нші резервуарлық парк - 5000м3 4 резервуар.
3-нші резервуарлық парк - 20000м3 2 резервуар.

1.1.3 Жөнделетін резервуар туралы мәліметтер

Стационарлы жабынды тік болат цилиндрлік резервуарлар өлшемдері
1,5х6,0 м және қалыңдығы 4-25 мм болатын дәнекерленген болат беттерден
және сфералық шатыры бар цилиндр болып келеді.
Әрбір болат бет көлденеңінен орналамтырылады. Беттердің бір қатары
белдеу деп аталады. Резервуар шатыры шеттерінен фермаларға ортасына орталық
тірекке тіреледі.Резервуардың дәнекерленген түбі құмды жастыққа орналасқан
және ортасынан шеттеріне қарай көлбеу. Артық қысым 2000 Па дейін, вакуум
200 Па дейін жетуі мүмкін.
Резервуардың толық көлемін пайдалану мүмкін емес екенін ескеру қажет.
Резервуардың төменгі жағында су (тауар асты) және механикалық тұнбалар
қабаты жиналады.
Резервуардың пайдалы көлемеі осырезервуардан айдау болатын мұнайдың
максималды көлемі арқылы анықталады. Бұл көлем келесі формула (1.1)
бойынша анықталады:

(1.1)

мұнадағы: Vо.р – резервуардың геометриялық көлемі;
ηэ – резервуардың көлемі мен конструкциясына байланысты пайдалану
коэффициенті;
Қарастырылып отырған №7 РВС-5000 м3 резервуар бірінші резервуарлық
паркта орналасқан.

Резервуардың негізгі техникалық көрсеткіштері:
Ішкі диаметрі, мм - 22774
Қабырғасының биіктігі, мм - 11800
Сыйымдылығы, м3 - 3233,27
Толтыру биіктігі, мм – 7800
Пайдалануға берілген жылы: 1966 ж.

1.1-кесте. Резервуарда орнатылған қондырғылар:

Атауы Түрі, Саны Өлшемдері
маркасы
Сақтандырғыш КПГ 250 2 250
клапандар
Тыныс клапаны НДКМ 250 2 250
Өрттік 6
сақтандырғыштар
Өлшеу люгі ЛЗ 150 1 Ø150
Жарық люгі ЛС 2 Ø500
Люк-лаз ЛЛ 1 Ø500
Қабылдау патрубогыПРП 1 Ø500
Хлопушка ХП500 1 Ø500
Хлопушкаларды қолмен 1 -
басқару басқару
Вентиляциондық 1 -
патрубок
Пеногенераторлар УСПТ 600 4 -
Термохабарлағыш ИП103 4 -
Өлшеу приборы Корвол 1 -
Максималды OMUV 1 -
деңгейді шектеуші

1.2 Тік болат резервуарларды жөндеу

Резервуар констукциясында кездесетін ақауларды шартты түрде келесі
алты топқа бөлуге болады:
- металлургтялық – прокатты дайындау кезінде пайда болған (қабаттардың
бұзылуы, біркелкісіз легирлеу, микрожарылымдар, прокат геометриясының
бұзылуы);
- жобалық – жобаның жетілмегенінен пайда болған;
- зауыттық – орамалық дайындамаларды жасау барысында пайда болған
(жинау және пісіру ақаулары);
- транспорттық – бөлшектерді монтаждау алаңына дейін тасымалдау
кезінде пайда болған (майысулар, жырықтар);
- монтаждық – резервуарды монтаждау кезінде пайда болған (металл
конструкцияларын пісіру мен монтаждауда пайда болған ақаулар);
- пайдалану – резервуарды пайдалану барысында пайда болған
(орнықтылықтың жоғалуы, коррозия және т.б.);
Ақаулардың қауіптілігіне және оның резервуардың немесе онық бөлшегінің
пайдалану сенімділігіне әсеріне байланысты жөндеулер үшке бөлінеді:
- конструкция элементтерінің жобалық сипаттамаларын қата қалпына
келтіру (майысуларды, геометриялық жағдайларды түзеу)
- қосымша қаттылық элементтерін орнату (қаттылық қабыртқаларын орнату,
түптік жамаулар жасау және т.б.)
- резервуар конструкциясының элементтерін алмастыру (түбін толықтай
ауыстыру, бірінші белдеудің бөлігін ауыстыру және т.б.)
Жөндеу жұмыстарын техникалық диагностиканың периодтылығын ескере
отырып, график бойынша жүргізеді. Әрбір жөндеу түрінің периодтылығы
пайдалану ерекшелігін ескеріп, конструкция элементтерінің және
қондырғылардың тозу жылдамдығына байланысты.
Жөндеу түрі толық диагностика және экономикалық тиімділік есебінің
нәтижелері бойынша ақаулар түріне және олардың геометриялық сипаттамаларына
байланысты таңдалады.
Күрделі жөндеу кезіндегі жұмыстар келесі тәртіппен жүргізілуі тиіс:
- дайындық жұмыстары;
- техникалық диагностика;
- жөндеу жобасын жасау;
- жұмыстардың жобасын жасау;
- жөндеу жұмыстарын жүргізу;
а) конструкция элементтерін ауыстыруды қажет етпейтін ақауларды жою;
ә) қосымша қаттылық элементтерін орнату
б) ауыстыруды қажет ететін конструкция элементтерін ауыстыру;
в) геометриялық жағдайларын түзеу;
- коррозияға қарсы жұмыстар;
- жасалған жөндеу жұмыстардың сапасын бақылау контроль;
- орнықтылыққа, герметикалыққа, қаттылыққа гидравликалық байқаулар;
- пайдалануға қабылдау құжаттарын жасау;

1.3 Резервуардың техникалық диагноcтикаға дайындау

 
Резервуарды толық техникалық диагностикаға дайындау үшін резервуар
пайдаланудан шығарылып, босатылып, тазаланады және газсыздандырылады.
Резервуардың диагностикасын бастамай тұрып, келесі операцияларды
орындау қажет:
- резервуар ішіндегі газды ауалы қоспаның анализін жүргізу;
- резервуардың диагностикаға дайындығы туралы акт тотлтыру;
- резервуарлық паркте және резервуар ішінде газ қауіпті жұмыстарды
өткізуге рұксат алу;
- құрылғылардың, аппараттардың құралдардың дұрыс жұмыс жасауын
тексеру;
- жабынының, түбінің қабырғасының разыерткасының эскиздерін дайындау;
- дефектілі орындарды белгілеу үшін ашық түсті сыр дайындау;
Керек болған жағдайда, резервуардың ішкі бетін 1600 мм биіктікте дейін
метел бетіне дейін құс арқылы тазалау қажет. Коррозиялы каверны бар
жерлесді коррозия өнімдерінің толығымен жойылғанша тазалайды.
Резервуар конструкциясының ішкі және сыртқы бетін, шахталық
баспалдақты қардан, судан, сақталатын мұнайдың қалдықтары мен өнімдерінен
тазалайды.
Коррозияға қарсы жабынның бұзылған жерлері анықталған жағдайда жабынды
алып тастайды.
Резервуар түбінің сыртын топырақтан, мұздан және басқа да ластағыш
заттардан тазалайды.
Металды щетка көмегімен барлық пісірілген тігістер мен осы тігістің
маңындағы аймақты ені 20 мм-ге дейін ластанудан тазалау қажет.

Жылулық изоляция техникалық бақылауға кедергі ететін болса, алып
тастау. Резервуар ішінде техникалық диагностика жүргізу кезінде жұмыс орнын
50 лк кем болмайтындай етіп жарықтандыру.
Тазалау жұмыстарында 220 В кернеулі жарықтандырғыштарды бөлу
трансформаторларынан қоректендірген, екі қабат резиналық изоляцияланған
электрөткізгіштерін пайдаланған жағдайда ғана қолдануға рұқсат етіледі.

1.4 Резервуар элементтерінің металының қалыңдығын өлшеу

 
Металл қалыңдығын анықтау үшін ультра толқынды дәлдігі 0,1 мм кем емес
қалыңдық өлшегіштерді немес басқа да приборларды қолданады. Қол жететін
орындарда штангенциркульдерді пайдаланады.
Қалыңдықты өлшеу жұмыстарының көлемі резервуардың сыртқы байқау
нәтижелері және пайдалану мерзімі, сақталатын өнімнің агрессивтілігі
байланысты. Өлшеудің барлығында коррзияға қатты ұшыраған жерлерді өлшеу
жүргізу қажет.
Төменгі белдеулерде өлшеулерді әр беттің 4 нүктесінде жүргізіледі.
Төменгі белдеулердегі Патрубоктар мен люк лаздардың қалыңдығын 3 нүктеде
анықтайды.
Үшінші белдеуден жоғары орналасқан белдеулердің қалыңдығын тігінен 3
(асты, ортасы, жоғары) нүкте бойынша өлшейді.
Резервуар түбінің беттерінің қалыңдығын анықтау өзара перпендикуляр
екі бағыт бойынша әр беттің 3 нүктесінде жүргізіледі.
Жабынның беттерінің қалыңдығы қарама-қарсы диаметральді орналасқан
бағыт бойынша әр беттің 3 нүктесінде өлшенеді.
Беттің бірнеше нүктесінде жүргізілген өлшеулер кезінде беттің
қалыңдығы ретінде осы бетте анықталған қалыңдықтардың арифметикалық ортасын
қабылдайды. Бір бетте анықталған қалыңдықтарды біреуі арифметикалық орта
мәнінен 10 %-ке кіші болған жағдайда, осы мәліметтерді өлшеу нәтижелерінде
көрсету қажет.
Бір белдеу немесе басқа резервуар элементі (белдеу, түбі, жабыны)
көлемінде бірнеше беттерді өлшеу кезінде элементтің қалыңдығы ретінде осы
беттерде анықталған минималды қалыңдықты қабылдайды.
Резервуар элементтерінің қалыңдығын өлшеу орындары өлшек нәтижелерінің
эскиздеріне көрсетілуі тиіс.
Өлшеу нәтижелері резервуар паспортында жазылады.

1.5 Резервуарды акустико-эмиссионды әдіспен тексеру

Акустико-эмиссиондық диагностика келесі нұсқаулар мен ережелер бойынша
жүргізіледі:
- РД 03131 - 97. Сосуды, аппараты, котлы и технологические
трубопроводы Акустико-эмиссионный метод контроля;
- МР 3S.1S.015 - 94. Методические рекомендации по акустико-
эмиосионному контролю сосудов, работающих под давлением и трубопроводов
нефтехимических производств;
- РД OS-95-95. Положение о системе технического диагностирования
сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и
нефтепродуктов.

1.5.1 АЭ бақылау технологиясы

Акустико-эмиссиондық бақылау ТСО Интерюнис (Мәскеу қ.) Alme-16D
акустико-эмиссиондық жүйелерімен жүргізіледі:
- 2000ж. шығарылған Portable модификациялы Alme-16D жүйесі - 16
канал;
- өндірістік типті Pentium-2 компьютер негізіндегі AIme-16D жүйесі -
16 канал.
Бақылау парк аралық сораптармен басқа резервуарлардан мұнайды айдау
арқылы резервуардағы мұнай деңгейін көтеру арқылы жүргізіледі. АЭ бақылауды
бастауға дейін бір тәулік бұрын резервуардың максималды толтыру биіктігінің
70% құрайтын биіктікке дейін толтыру қажет.
Резервуардық диагностикаға дайындығы туралы акттар және хаттамалар
толтырылады. АЭ бақылау жүргізілгеннен кейін АЭ бақылау орындалғаны туралы
акттарға қол қойылады.
Бақылау барысында анықталған резервуардың қабырғасының бірінші
белдеуінің металының қаттылығы МЕСТ бойынша рұқсат етілген мәндермен
салыстырылады.

1.5.2 Резервуар қабырғасы мен түбінің АЭ бақылауы

Аккустикалық эммисия әдісі бақыланатын объектілерде пластикалық
деформация немесе жарылымдардың өсу процесі кезінде пайда болатын
аккустикалық толқындарды тіркеу мен анализ жасауына негізделген.
Бұл дефектінің объектіге әсер етуіне негізделген дефектілердің және
объект жағдайының бағалау критерийлерінің адекватты классификациясын
жасауға мүмкіндік береді.
Аккустикалық эммисияның тағы да бір көзі ретінде жұмыстық дененің
(сұйықтың немесе газдың) бақыланатын объект ішіндегі сағылаулар арқылы
қозғалуы алынады.
Аккустикалық эммисия әдісінің ерекшеліктері:
- АЭ әдісі жаңадан дамып келе жатқан дефектілері тауып және тіркейді.
Соның арқасында дефектілерді өлшемдері жағынан емес, қауіптілігі жағынан
классификация жасауға мүмүкіндік береді.
- АЭ әдісі өсіп келе жатқан дефектілерге өте сезімтал.
- дефектің орналасуы мен ориентациясы дефектің анықталуына әсер
етпейді.

1.5.3 АЭ бақылаудың техникалық құралдары

Резервуардың АЭ бақылауын жүргізу үшін Интерюнис (Мәскеу қ.) фирмасы
жасаған Aline32D дефектоскопты аккустикалық-эмиссионды комплекс қолданды.
Дефектоскоп бұзбайтын бақылау жасауға және жауапты объектілердің техникалық
жағдайын бағалауға арналған.
Aline32D дефектоскоптың блогы келесі АЭ параметрлерін тіркейді:
- АЭ тіркеу уақыты;
- АЭ максималды амплитудасын тіркеу уақыты;
- АЭ аяқталу уақыты;
- АЭ энергиясын;
- Шекті мәнді асу саны;
- статустық жалаулар;
Осы барлық паратрлерге канал номері жөнінде және қосымша ақпарат
қосылады. Бұл ақпарат әрі қарай компьютерге өңдекге жіберіліп сақталады.
Ақпараттан басқа АЭ параметрлерін жасау блогы шулық ақпараттарды жасайды.
Бұл ақпараттарда өлшенетін трактың сипаттамасы жөнінде мәліметтер болады.
АЭ параметрлерін қалптастыру барысында келесі бағадрламалау
параметрлері қоданылады:
- SCETO (аяқталу уақыты)
- RTTO (максималды амплитуда мәні кезіндегі тайм-аут)
- DUR_MAX (максималды уақыт ұзақтығы бойынша тайм-аут)
- DEAD_TIME (АЭ параметрлерін уақытша тіркемеуге каналды жауып қою
уақыты)

Негізгі техникалық көрсеткіштер мен сипаттамалар:

Канал измерения АЭ параметров

Каналдар саны - 16
Бір каналға сигналдардың максималды саны – 1000 кем емес
Кіру кедергісі - 50 Ом
Күшейту коэффициентінің жұмыстық диапазоны - 60 дБ
Аттенюаторды орнату сатысы - 0,375 дБ
АЭ сигналдарының амплитудасын өлшеуінің динамикалық диапазоны - 66 дБ
Қайта жүктеу жиілігі - 5 МГц
Разрядтылығы - 12 бит

Өлшенетін АЭ параметрлер

Максималды амплитуданы тіркеу уақытының дәлдігі - ± 1мксек
АЭ сигналдарын тіркеу уақытының дәлдігі - ± 1мксек
АЭ сигналдарының максималды ұзақтығы - 10-50 000 мкс
Максималды АЭ амплитуданы тіркеу разрядтылығы - 12 бит

Бағдарламанатын параметрлер

Шуларды бөліп алу деңгейін өзгеру диапазоны - от 0 до 66 дБ
Максималды ұзақтылық диапазоны - от 10 мкс до 50 мс
Амплитуда тайм-аутының өзгеру диапазоны - от 10 мкс до 50 мс
Ұзақтылық тайм-аутының өзгеру диапазоны - от 10 мкс до 50 мс
Өлі уақыттың өзгеру диапазоны - от 10 мкс до 50 мс
Күшейту коэффициентінің жұмыстық диапазоны - 60 дБ

Бағдарламалық қамсыздандыру

Aline32D комплекінің бағдарламалық қамсыздандыруы Windows-98
ортасында жасалған. Бағдарламада жүйенің екі негізгі жұмыс режимі
қарастырылған:
- ON-LFNE режимі (аппаратты бөлігі қосылған) - бұл мәліметтерді жинау
және өңдеу режимі
- OFF-LINE режимі (аппаратты бөлігі қосылмаған) - бұл мәліметтерді
өңдеу режимі

Бақылау барысында бағадарлама алынған мәліметтерді шығыс файлына
жазады. Бұл жағдайда келесі мүмкіндіктер қарастырылған:
- АЭ мәліметтер файлдарын графикалық және тексттік көрініспен оқу;
- SDO файлдарын оқу;
- файл мәліметтері бойынша дефектілерді локализациялау;
- локация нәтижелері бойынша мәліметтерді фильтрациялау;
- АЭ сигналдарының кез келген параметрлері бойынша графиктер тұрғызу;
- уақыт, канал номері, амплитуда, энергия, АЭ сигналның өсу уақыты
(Rise time), АЭ сигналның уақыты (Duration), АЭ жиілігі бойынша
мәліметтерді фильтрациялау.

1.5.4 Объекттің акустикалық қасиеттері

Бақылау нәтижесі бойынша объектіде АЭ сигналдардың таралу жылдамдығы
металл бойынша 5200 мс және мұнай бойынша 1700 мс екені анықталды.
Резервуар түбін түбі сұлбасы бойынша локация жасалды.

1.5.5 АЭ бақылау көздерінің бағалау критерийлерін таңдау

Объектінің жағдайын бағалау үшін келесі критерийлер таңдалады:
1. Амплитудалы критерии
Таңдалған бақылау интервалында әрбір АЭ көзі үшін кемінде 3 сигналдан
алынған индивидуалды амплитудалардан Ас анықталған орташа амплитудасы Аср
есептеледі.
Амплитуда материалда тарауынын әсерінен АЭ сигналының өшуін ескере
отырып, түзіледі:
Жіберілетін амплитуданың шекті мәні:

At=Bl ( Unop+B2(Ac

мұнда Unop - амплитудалы дискриминацияның мәні;
Ас - АЭ сигналының материалдағы жарылыстың өсуініне сәйкес мәнінің
өсуі;
В1 = 1 , В2 = 0,2 - коэффициенттер

Аt =Unop - 0.2(Ac

Көздердің амплитудалы критерий бойынша классификация келесідей
жасалады:
1 класты көз - байқау интервалы барысында кемінде үш импульс алынған
көз;
2 класты көз - Аср Ai теңсіздігі орындалатын көз;
3 класты көз - Аср Аi теңсіздігі орындалатын көз;
4 класты көз - үш тіркелген импульсі бар, Аср Аt теңсіздігі
орындалатын көз;

2. Үздіксіз АЭ критерийі.
Бақыланатын объектің қабырғасында ағындаларының болуын растайтын
үздіксіз АЭ тіркеу. Үздіксіз АЭ деңгейі бақылау жүйесінің деңгейінен жоғары
болады.
Үздіксіз АЭ критерий бойынша жағдай келесідей классификацияланады:
1 класты көз - үздіксіз АЭ болмауы;
2 класты көз - үздіксіз АЭ тіркеу;

1.6 Резервуар қондырғыларын тексеру

Резервуарда мұнай және мұнай өнімдерінің жоғалуын азайту мақсатында
жабдықтарды дұрыс пайдалануға үлкен көңіл бөлу қажет.
Барлық резервуарлар дұрыс жағдайда және Мұнай және мұнай өнімдеріне
арналған метал резервуарларын пайдалану және оларды жөндеу туралы
ережелері талаптарына сай болу қажет.
Герметикалық болат резервуарларының жұмыс жасау ерекшелігі – газ
кеңістігіндегі буланудан және толтырудан қысымның жоғарлауы, салқындату
немесе босату кезінде вакуумның ұлғаюы.
Резервуардағы артық қысымның (вакуумның) жоғарлауы жоғалтулардың
азаюына әкеледі. Резервуардың газ кеңістігіндегі артық қысымның пайда болуы
жоғары температуралы және құрамындағы газ көлемі үлкен мұнай өнімдерін
айдауының жоғары өнімділігі кезінде орын алады.
Вакуум мәнінің шектік мәнінен артуы теріс температуралар себебінен
клапан тарелкаларының қатып қалып вакуумдық клапандардың дұрыс жұмыс
жасамауынан болады.
РВС 5000 қондырғылары ұзақ мерзім пайдалануда болуына байланысты
физикалық тозады. Резрвуар қондырғылары тексеру нәтижелері бойынша
төмендегі қондырғылар ауысыруға жатады.

1.2-кесте. Ауысыруға жататын қондырғылар

№ Қондырғының атауы Саны Материал Жаңа Өлшем
құрылғының бірлігі
маркасы
1 Клапандарды ауыстыру 2 клапаны НКДМ-350 дана

2. Өрт бөгеттерін ауыстыру 2 өрт бөгеттеріОП-250-500 дана

Көбік генераторларын
3. ауыстыру 2 көбік ГПСС-2000 дана
генератор
Сферикалық тығыны бар
4 ысырмаларды ауыстыру 2 ысырма 30С964нж дана
Ду500 Ру16
Түптік тұнбалардың
5 түзілуін алдын алатын 1 құрылғы Тайфун-20 дана
Тайфун құрылғысын
орнату

1.7 Дайындық жұмыстары

Жөндеу жұмыстары бастамас бұрын резервуар бетіндегі барлық дефектілер
анықталып, сырмен белгіленеді, негізгі тігістер және негізгі металл
тексеріліп, дефектілердің орналасу сұлбасы жасалады.

1.3-кесте. Түйіндер мен алаңдар
Беттердің 4-5 6-7 8-9 10-12 12-14
қалыңдығы
Қабаттар саны 1 2 2-3 3-4 3-4

Бірінші қабатты пісіру үшін диаметрі 3 мм электродты, ал қалған
қабаттар үшін диаметрі 4-5 мм электродтарды қолдану қажет. Әр қабаттың
пісіру беттеріндегі тігістері шлак пен метал ұшқындарынан толықтай
тазартылуы тиіс. Жарылымдары, кеуетері бар тігіс бөліктерін жойып, қайта
пісіру керек.
Бірінші қабатты пісіру үшін диаметрі 3 мм электродты, ал қалған
қабаттар үшін диаметрі 4-5 мм электродтарды қолдану қажет. Әр қабаттың
пісіру беттеріндегі тігістері шлак пен метал ұшқындарынан толықтай
тазартылуы тиіс. Жарылымдары, кеуектері бар тігіс бөліктерін жойып, қайта
пісіру керек.
Беттестіріп дәнекерлеуді кейінгі сатылы әдіспен істеу керек. Сатының
ұзындығы 300-500 мм аспау керек. Қолмен дәнекерлеу кезінде негізгі
металлдың тігісінің шекарасынан тыс доғаны жағуға және негізгі металлға
кратер шығаруға болмайды. Егер дәнекерлеу кезінде тігісте немесе бетте
жарылым пайда болса бетті тігісімен бірге жойып, жаңасымен алмастыру
керек. Тігістердегі дефектілер жойылу керек:
1. тігістердің үзілістері мен кратерлер дәнекерлену керек,
жарылымдары бар, дұрыс дәнекерленбеген және басқа дефектілері бар
тігістердің дефектілерін жан-жағынан 30 мм қоса алып жойып және қайта
дәнекерлейді.
2. негізгі металлдың нормаға сай емес шеттері диаметрі 3 мм
электродпен жұқа валикпен балқыту арқылы қорғалып және дәнекерлену керек,
одан кейін тазалану керек. Бұл жол балқытылған металлдың негізгі металлға
тегіс өтуін қамтамасыз етеді.
Дәнекерленген кедір-бүдір тігістерді чеканка көмегімен тегістеуге
тыйым салынады.
5 мм дейінгі беттерді және басқа да элементтерді беттестіру арқылы
жинайды. 5 мм асатындарды біріне бірін тақап беттестіреді. Беттестірудің
өлшемі 30-40 мм аспау керек, беттердің арасындағы саңылау 1мм-ден аспау
керек. Беттестіруге дәнекерленетін элементтерді резервуардың ішкі бетінен
жапсыру керек: олардың арасындағы саңылау 1-2 мм-ден аспау керек.
Саңылауы 4 мм біржақты тігісті қосылыстарда прокладканың қалыңдығы
беттердің қалыңдығымен тең алынады: жиналатын детальдарға біріктірілуіне
жапсырылатын бетшелер тігістер жаққа орналастырады. Беттің биіктігі 6 мм-
ден және ұзындығы 50-60 мм беттердің арасы 400-500 мм-ден аспау керек.
Жөндеу жұмыстарына қол доғалық дәнекерлеуді пайдалануға рұқсат
етіледі. Дәнекерлеуді тұрақты токпен жасау қажет. Газды дәнекерлеуді
жауапты элементерді жөндеуде қолдануға тыйым салынады. Резервуарды жөндеу
кезінде тігістерді қолмен дәнекерлеуді кейінді сатылы әдіс бойынша жүргізу
қажет.
Жөндеу жұмыстарына қол доғалық дәнекерлеуді пайдалануға рұқсат
етіледі. Дәнекерлеуді тұрақты токпен жасау қажет. Газды дәнекерлеуді
жауапты элементерді жөндеуде қолдануға тыйым салынады. Резервуарды жөндеу
кезінде тігістерді қолмен дәнекерлеуді кейінді сатылы әдіс бойынша жүргізу.
Негізгі тігісті дәнекерлеуді метал қалыңдығына байланысты бірнеше
қабатпен жүргізеді.
1. Резервуар сыртынан корпустың түбіне қосылуы
2. Резервуардың ішінен корпусқа жанасатын сегменттер
3. Корпустық төменгі белдеулерінің тік тігістері
4. Резервуар қондырғылары мен люк лаздың ойып салу орындары
5. Орталық тіректің түбіне бекітілуі
Металды тазалау шлифовалды машинкалармен немесе болат щеткалармен
жүргізіледі. Тазаланған жерлер жақсылап тексеріледі, қажет болған жағдайда
10 есе үлкейтетін әйнек арқылы қаралады. Негізгі металда немесе
дәнекерленген тігісте жарылым анықталса, жарылым шегіне дейін тазаланады.
Ол үшін дефектілі жерді рентген немесе гамма сәуленену немесе металды
жалтырыта тазалап, 10% азот қышқылының ерітіндісін тамызу арқылы тексереді.
Осы кезде қарайған металдағы жаралымдарды арнайы сырмен белгілейді. Жарылым
шеттерін диаметрі 6-8 мм болатын тесіктер теседі. Тесіктерге тағы да 10%
азот қышқылының ерітіндісін тамызады. Осылайша тағы да жаңа жарылымдарды
анықтауға болады.
Резервуарды жөндеуге қолданатын металл алдын ала лас заттардан,
коррозиядан тазалануы қажет. Металдың майысулары болмауы керек. Металды
белгілеу арнайы белгі салу және дәлдігі жоғары өлшеу құралдарымен жасалады.

1.4-кесте. Орындалатын жұмыстар

Орындалатын Жұмыс Материал Өлшемдері МЕСТ
жұмыстардың атауы көлемі атауы
Резервуардың түбі мен 528м2 Болат қалыңдығы 9мм 5681-57
бірінші белдеуін қалыңдығы 8мм 5681-57
ауыстыру

Метал бетіттерінің дайындамасын кесу және шеттерін дәнекерлеуге
дайындау механикалық жолмен жүргізілуі керек. Электро доғалық кесуге рұқсат
етілмейді. Газбен кесуден кейін метал беттерінің шеттері 1 мм-ден асатын
кедір-бүдірліден тазалануы тиіс.

1.8 Резервуарды мұнай және мұнайөнімдерінің қалдықтарынан тазарту

Резервуарлық паркты пайдалану барысында резервуарды тазалау қажетті
технологиялық процесс болып табылады. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтау
кезінде резервуар түбі мен қабырғасында әртүрлі тұнбалар пайда болады. Осы
тұнбаларды уақытылы тазартып отыру қажет.
Тазалау тәсілін таңдау көптеген факторларға байланысты. Олардың ең
маңыздысы - резервуарды ластап тұрған мұнай және мұнай өнімдерінің саны мен
сапасы. Мұнай және мұнай өнімдерінің қалдықтарының саны мен сапасы мұнай
өнімінің сорты мен тасымалдау және сақтаудың физика-химиялық процестер,
және де резервуардың үлкендігі мен конструктивті ерекшеліктеріне
байланысты.
Қара түсті мұнай өнімдерін сақтау барысында ұзақ уақыт тазартылмаса
кейбір жағдайларда тұнбалар 1.5-2.0 м-ге дейін жетеді.
Жиналған тұнбелер резервардың пайдалы көлемін азайтып, төгу
оперцияларын қиындатады.
Тазалау процесі 4 негізгі операциядан тұрады:
- Жарамды мұнай өнімдерін ағызу;
- Резервуар вентиляциясы;
- Мұнай қалдықтары мен шламды тазалау;
- Газсыздандыру;
Мұнай өнімердерінен кейін резервуарға жалғанған барлық
құбырөткізгіштерді айырып, құбырөткізгіштің бітеліп қалмау мақсатында
жабады. Бір уақытта резервуарды желдету мақсатында барлық люктерді ашады.
Резервуар вентияциясы табиғи немесе еріксіз болуы мүмкін. Табиғи
вентиляцияның ұзақтылығы резервуарда сақталған мұнай өнімінің сортына
байланысты 5 тәуләктен 10 тәулікке дейін боліы мүмкін. Еріксіз вентияция
жылжымалы жарылыстан қорғалған вентиляторлар немесе булы эжекторлармен
жүргізіледі.
Жылжымалы жарылыстан қорғалған вентиляторларды резервуарың люк лазының
фланеціне орнатады. Вентилятор өнімділігі 3-4 сағаттың ішінде резервуар
ішіндегі ауаны 40-50 рет алмастыратындай ететіндей болуы қажет.
Булы жылжымалы эжекторды резервуардың жарықтық люгіне орнатады. Ауыр
мұнай буларын соруды жақсарту үшін эжекторға резервуар түбіне дейін
түсірілген құбыр жалғайды. Жылжымалы жарылыстан қорғалған вентиляторлар
немесе булы эжекторларді қолдану вентиляция уақытын айтырлықтай азайтады.
Тұнбаларды көп жиналуы қара түсті мұнай өнімдері мен мұнайды сақтау
барысында пайда болады. Резервуардан қалдықтарды тазалауды келесі
операцияларға бөлуге болады:
1. Резервуарды тексеру
2. Тұнбаларды жою
Резервуардың ішіне буды төменгі люктен резиналық шлангты резервуар
диаметрінің ¼ -не дейін кіргізу арқылы жүргізеді.
Көлемі 5000 м3 резервуардың ішіне диаметрі 75мм кем емес жең арқылы бу
жіберіді. Статикалық токтан пайда болатын разрядты болдырмак үшін
буөткізгіштің металды бөлшектерін жерлендіру қажет. Берілетін будың
температурасы резервуар ішіндегі температураны 60 - 70 °С-қа дейін
жеткізетіндей болуы қажет.
Резервуар қабырғасын тез жылыту мақсатында буландыруды люктардың жабық
жағдайында жүргізу керек. Резервуар ішіндегі температура 60 - 70 °С-қа
жеткеннен кейін буландыруды люктардың ашық жағдайында 24 сағат жүргізеді.
Буландыруды аяқтағаннан кейін резервуарды желдеттіріп ыссы сумен
жуады. Қалқып шыққан мұнай өнімінің қалдықтарын өндірістік канализацияға
ағызып жібереді. Содан соң сораптардың көмегімен сумен араласқан тұнбаларды
өндірістік канализацияға айдайды.
Соңғы кездерде тазалау процесіне әртүрлі МЛ типті жуу ерітінділерін
пайдаланады. Бұл жуу әдісі жуу сұйығынының мұнай қалдықтарына
гидродинамикалық және физика-химиялық әсер етуге негізделген.
МЛ типті жуу ерітінділері - электролит қосқыштары бар активті
синтетикалық заттардың композициясы. Резервуарға жуу машинасы-
гидромониторды кіргізеді. Ерітіндінің әсерінен беттік кернеу күштерінің
азаюының арқасында пайда болған эмульсия резервуардан оңай айдалып
шығарылады.
Ерітінді резервуардың жоғарғы белдеулеріндегі адсорбталған мұнай
өнімінің қалдықтарын және коррозия өнімдерін оңай жоя алады. Осының
арқасында резервуарды газсыздандыру тез жүреді.
Резервуарды қара түсті мұнай өнімдерінен тазалауды Салмақтық үлесі
0,15-0,35 % болатын МЛ-2 препаратының судағы ыссы (45-70° С) ерітіндісімен
жүргізеді.
Ашық түсті мұнайларды сақтауға арналған резервуарларды тазалау
кезінде МЛ-10 препаратының концентрациясы 0,5-0,6 % болатын су ерітіндісін
қолданады.

1.5-кесте. МЛ-2 и МЛ-10 препараттарының құрамы

Атауы МЛ-10 МЛ-2
Алкиларисульфонат 10 -
Кальцинирленген сода 60 50
Сұйық әйнек 23 -
ДБ-сұйылтқыш 1 10
НП- 1 (сульфанол) 6 40

Бұл жуу ерітінділері улы емес, жанбайды, жарылыстан қауіпсіз және суда
жақсы ериді. Жуу ерітіндісін бірнеше рет қолдануға болады (15-тен жоғары).
Жуу уақыты 3-4 сағаттан аспайды. Ашық түсті мұнай өнімдерін сақтайтын
резервуарларды жуу кезінде салқын ерітінділерді пайдалану жылу
ерітінділерді пйдалануға қарағанда өте тиімді. Осы ерітінділерді пацдалану
барысында жуу уақытынды айтарлықтай төмендейді және жуу процесі жарылыстан
қауіпсіз болады.
Шикі мұнайды сақтайтын резервуарларды тазалауда МЛ-22 препаратының
0,25% ерітіндісін пайдаланады.
Резервуарды тазалау барысында жұмысшылар арнайы киім мен шлангалы
противогазбен жабдықталып, люк лаз арқылы резервуарға кіреді. Киім үстінен
жұмысшыларды мықты сигналды жіп байланған құтқару белдігін тағылады.
сигналды жіп бір шетін астыңғы люктен шығарып қояды.
Люк жанында кемінде үш адам кұзетте тұрады. Күзетшілер резервуар
ішінде жұмысшыларды шлангалы противогазды ауамен қамтамасыз етіп, оларға
керекті көмек көрсетеді. Резервуар ішінде жұмыстар әрбір 15 минут сайын 15
минут демалыс жасап жүргізіледі. Жұмысшылар метал емес құралдар арқылы
(ағаштан жасалған күрек) резервуар түбіндегі тұнбаларды жинап, ағаш немесе
алюминийлі ыдыс көмегімен сыртқа шығарады. Резервуар түбін құрғақ ағаш
жаңқалары арқылы қатты ағаш щеткалардың көмегімен тазалайды. Резервуар
түбінен ағаш жаңқаларын алып тастаған соң резервуардың төменгі белдеуін
керосинге батырылған мақтақағаз матасымен сүртіп шығады.
Резервуарды қолмен тазалау операциялары өте ауыр. Көлемі 5000м3 қара
түсті сақталатын резервуарды тазалау 90-120 сағатты құрайды. Оған қоса
тазалау жұмыстарын өте ауыр және зиян жағдайда жүргізіледі. Резервуарды
байқау мен тазалауға дайындау арнайы тағайындалған инженерлі-техникалық
жұмысшының басшылығымен жүргізеді.
Резервуарды тазалау жұмыстарына медициналық байқау өткен және
жұмыстарды қауіпсіз жүргізу ережелерімен таныс жұмысшылар (18-ге толмаған
жасөспірімдер мен әйелдерден басқа) жіберіледі. Резервуар тазалаудан кейін
резервуар арнайы тағайындалған коммисиямен қабылданады және келесі жөндеу
жұмыстарын жүргізу үшін акт толтырылады. Тазалау процессінде болат
щеткаларын пйдалануға тыйым салынады.
Резервуарды байқау кезінде мұнай өнімдерінің буларының қалдық
концентрациясы мен резервуардың ішкі бетінің тазалығы тексеріледі. Мұнай
өнімдерінің буларының қалдық концентрациясы төменде көрсетілген мәндерден
аспауы тиіс.

1.6-кесте. Мұнай өнімдерінің буларының жарылу қабілеттілігі

Өнімдер Жарылу қабілеттілігінің орташа мәні, сағм3
төменгі жоғарғы
Бензин 0,8 7,0
Керосин 1,4 7,5
Т- 1 отыны 1,7 7,5
ТС- 1 отыны 1,2 7,1
Мұнай 1,9 6,8

Резервуар бетінің тазалығы визуалды тексеріледі. Жуудан кейін
резервуардың ішкі бетінде мұнай өнімінің пленкасы болмауы қажет. Қабырғылар
құрғақ және майсыздандырулы болуы қажет.
Егер резервуарды тексеру барысында дұрыс жуылмаған жерлер несеме
резервуар ішінде мұнай өнімдерінің буларының концентрациясы өрт
қауіпсіздігінің нормаларынан жоғары екені анықталса, резервуарды МЛ
ереітіндісімен жуу қайта жүргізіліеді.
Резервуар ішінде мұнай өнімдерінің буларының концентрациясы ПГФ- 11-
54; ПГФ-2М - ИЗГ; Г-6-3; УГ-1; МБ-2; ВСГ; ИСВ-2; ВНИТБ типті
газоанализаторлар көмегімен анықталады.
Жұмысшылар МЛ-2 ерітіндсімен күйіп қалмауы үшін жұмысшылар арнайы
киіммен, қорғаныс көзілдірікпен және қышқылға тұрақты колғаптармен
жабдықталуы керек. Жуу машинасына жуу сұйығы берілген кезде жұмысшыларға
резервуар ішінде тұруына тыйым салынады.

1.9 Дефектілер және оларды жою әдістері

Дефект №1
Резервуар түбі толығымен коррозияға ұшыраған

I Дефектіні жою әдісі
1. Түбінің А учаскелерін ауыстыру.
2. биіктігі 200 мм кем емес қабырғаны және түбін кесіп алу. Бірінші
учаскінің ұзындығы келесісін 500 мм-ге ұзын болуы қажет.
3. Кесіп алынған учаскені резервуардан тартып алып, Б шетін В
технологиялық подкладкаларына дейін жеткізеді.
4. Шеттерін бір-бірімен дәнекерлеп, тігінен 50-70 мм жабатындай етіп Г
болат бетін орнатып, екі жағынан резервуар қабырғасына дәнекерлейді.
5. Түбінің Д учаскелерін жинап, тігістерді дәнекерлейді. Дәнекерлеу
реті суретте көрсетілген.
6. Қажет болған жағдайда изоляциялаушы қабатты жөндейді.
7. Барлық пісріліген қосылыстарды герметикаға тексеріп, резервуар
есептік деңгейге дейін толтырып, гидравликалық сынау жүргізу.

II Дефектіні жою әдісі
1. Резервуар қабырғасының бірінші белдеуінде 2000х1500 мм болатындай
етіп монтаждық терезе кесіп алу.
2. Резервуар түбіне 50 мм кем емес А гидрофобты грунт қабатын қою.
Жобалық ылди бойынша грунтты тегістеу.
3. Түбінің Б учаскелерін жинап дәнекерлейді. Дәнекерлеуді ортасынан
шетіне қарай екі қабатпен жүргізеді.
4. Қабырғада кезегімен терезелер кесіп, Г технологиялық подкладкасы
бар В окрайкаларын қояды. Окрайкаларды өзара беттестіріп, қоставрлы
тігіспен дәнекерлейді.
5. окрайка сақинасын түбімен дәнекерлеп, қабырғадағы терезерлерді
жабады.
6. Дәнекерлеу бағыты мен реті бағыттауышпен және сандармен
көрсетілген.
7. Барлық пісріліген қосылыстарды герметикаға тексеріп, резервуар
есептік деңгейге дейін толтырып, гидравликалық сынау жүргізу.

Дефект №2
Б резервуар қабырғасында А горизонтальды гофр

Дефектіні жою әдісі
1. Гофры бар бетті кесіп алу.
2. Көрші жатқан беттердің 500 мм кем болмайтындай етіп, горизонтальды
тігістерді ашу.
3. Кесіп алынған бет орнына жаңа бетті ұстату.
4. Жаңа орнатылған бетті көрсетілген реет бойынша дәнекерлейді.

Дефект №3
Резервуар қабырғасының бірінші белдеуінінің ішкі бетінің коррозиясы.
Коррозия сипаттамасы - тереңдігі 1,5-2 мм раковиналар тобы.

Дефектіні жою әдісі
1. Резервуар қабырғасының дефектілі жерлерін ретімен бөлек
учаскелермен ауыстырады.
2. А учаскесінің шекарасын дефектілі зонаның биіктігінен 100 мм және
ұзыны бойынша 3000 мм етіп белгілеу.
3. Дефектілі жерлерді алдымен түбінен содан соң қабырғасының алып
тастау.
4. Резервуардың сыртқы жағынан қалыңдығы бірінші белдеудің
қалыңдығындай Б накладкасын қою.
5. Накладкаларды резервуар қабырғасымен дәнекерлеу.
6. Барлық пісріліген қосылыстарды герметикаға тексеріп, резервуар
есептік деңгейге дейін толтырып, гидравликалық сынау жүргізу.

Дефект №4
А дәнекерленген тігістің және ұзындығы 500 мм көп Б негізгі металдың
коррозиясы

Дефектіні жою әдісі
1. Дефектілі учаскенің шекарасы анықталып, алынатын зонаны белгілеу.
2. В дөңгелектенген бұрыштары бар тіктөртбұрышты саңылау жасау.
3. Резервуардың ішкі жағынан Б қабырғасына сағылаудың ұзыны мен енінен
150 мм үлкен қалыңдығы белдеудің қалыңдығындай В накладкасын қою.
4. Б қабырғасы мен В накладкасын алдымен 1 резервуардың сыртқы жағынан
содан соң 2 резервуардың ішкі жағынан герметикалық тігістермен
дәнекерлейді.

Резервуардың қабырғасының жоғарғы белдеулерін жөндеу

Жөндеуді резервуар жабынынан кесіп алынған монтаждық терезе арқылы
барлық қондырғылар мен ораманың өткізгеннен кейін бастайды. Ауыстыруға
жататын ескі жоғарғы белдеулерді кран көмегімен кесіп алып жерге түсіреді.
Орамалы дайындаманы тірекке орнатады. Орама шетін резервуар
қабырғасына ұстатып, кран мен лебедка көмегімен ашады. Аші барысында
ораманы резервуар қабырғасына ұстатады. Ұзындығы 6 м учаскені дайындағаннан
кейін горизонтальды қосылыстарды резервуар қабырғасымен, байлау
бұрыштамаларымен дәнекерлеуді бастайды.
Дәнекерлеуді аяқтағаннан кейін қалған өабырға беттерін, жартылай
ферманы алып тастайды. Ораманы толығымен ашып дәнекерлегеннен кейін
катушканы алып, тік қосылыстарды дәнекерлейді.
Жөндеу жұмыстарының соңынан резервуар қабырғасының жөнделген
тігістерін керосинді ерітіндімен герметикаға тексеріп, содан соң
резервуарды гидравликалық сынау жүргізеді.

1.1-сурет. Резервуардың қабырғасының жоғарғы белдеулерін орамалы
дайындама көмегімен жөндеу сұлбасы.
1 - резервуар қабырғасы; 2 - жабын; 3 - ферма; 4 - орама; 5 - тірек; 6
– уақытша тіреулер; 7, 8 - распоркалар; 9 – орталық тірек; 10 - кран; 11 -
әкету блогы; 12 - лебедка тросы; 13 - орманың шеті

Резервуардың қабырғасының төменгі белдеулерін жөндеу

Негізгі жұмыстардың орындау реті келесідей: маериалдарды дайындау;
ораманы жасау; резервуар қабырғасындағы кесіп алынатын учаскені белгілеп
алу; резервуар ішіне ораманы қою үшін резервуар жабынынан монтаждық терезе
жасау; ораманы поддонымен бірге орнату; ауыстырылатын кчаскені кесіп алу;
ораманы ашу.
Жөндеу жұмыстарын бастамас бұрын, резервуар ішінен монтаждық
баспалдақтарды орнату қажет. Резервуардың тік жағадайын ұстаптұру үшін
резервуар қабырғасындағы монтаждық саңылауға қаттылық қабыртқаларын
орнатады.
Орамалы дайындаманы резервуар ішіне тігінен поддонға орнатады. Әкету
блогын орамадан 8 м көп емес қашықтықта резервуар түбіне орнатылады.
Ораманы ашу барысында әкету блогының орнын ауыстырып жаңа орынға қойылады.
Қабырғаның дефектілі белдеулерін жаңаларына 6 м учаскелермен
ауыстырылады.
Ораманың төменгі шеті алдын ала дайындалған тіреулерге, үстінгі шеті
резервуар қабырғасына дәнекерленеді. Осылайша екі мәселе шешіледі:
біріншіден, белдеуді бөліктіермен кесіп алу резервуар қабырғасының
орнықтылығын басқа көмекші тіреулерсіз қамтамасыз етеді; екіншіден, орама
шетін ұстату арқылы қабырғаның ауыстырылатын бөлігі жасалады.
Дефектілік учаскелерді кесіп алу келесі ретпен жүргізіледі: алдымен
төменгі горизонтальды, кейін тік, содан соң жоғарғы горизонтальды тігістер
кесіледі.

1.2-сурет. Резервуардың қабырғасының төменгі белдеулерін орамалы
дайындама көмегімен жөндеу сұлбасы.
1 - резервуар қабырғасы; 2 - жабын; 3 - ферма; 4 - орама; 5 - поддон;
6 - түбін; 7 - кран; 8 - әкету блогы; 9 - лебедка тросы; 10 – орманың шеті

1.10 Металл понтонын монтаждау

Понтон - жіңішке болаттан жасалған дөңгелек бет (мысалы көлемі 5000-
10000 м3 болатын резервуар үшін болат қалыңдығы 3 мм). Понтонның қалқу
қабілетін арттыру мақсатын шетінен сегментті элементтерді (герметикалық
пісірілген қораптар) пісіреді. Понтон шеті мен резервуар корпусының
арасындағы қашықтық 100 мм-ден 300 мм-ге дейін болады (резервуар көлеміне
байланысты). Резервуардың жұмыс кеңістігінің герметизациясы үшін резина
бельтингтен жасалған тығын орнатады.
Понтон құрылыс алаңына зауыт-өндірушіден орама және бөлек сегментті
элементтер түрінде әкелінеді. Понтонды монтаждау үшін алдымен ораманы ашып,
сегментті қораптарды орнату орындарына белгілер жасалады. Тірек үшін
центрден диаметрі 2760 мм тесік жасалады. Содан соң орталық тіректі
орнатып, корпус орамасын ашып көтереді. Ораманың сыртынан алдын ала
белгіленген белгілер бойынша сегментті элементтер орнатылады. Орнатудың
дұрыстығын тексергеннен кейін элементтерді өзара дәнекерлейді. Пісірілген
тігістердің тығыздығы тексеріліп планкалармен жабылады.
Резервуар түбінен 1,8 м биіктікте бұрылыс кронштейндерін пісіреді
(кронштейндер понтонның шекті төменгі жағдайында тірелу үшін қолданылады).
Түбінің ортасынан тірек сақинасын орнатады. Тірек сақиналары понтонның
шекті төменгі жағдайында орталықтануы үшін қажет.
Резервуар корпусын понтонды 2м биіктікке көтеру үшін сумен толтырады.
Понтон қалқып тұрған жағдайда кронштейндерді 900 бұрышқа бұрып, понтонды
осы қалыпта бекітеді. Понтонды ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Лепсі кентіндегі мұнай қоймасының негізгі технологиялық және қосалқы нысандарын жобалау бойынша оңтайлы техника-технологиялық шешімдері
Сұйық сақтайтын резервуарларды орналастыру, қолданысы, монтаждау жұмыстары
Резервуарларды жөндеу, құрып орнату
Тауарлы мұнайды сақтайтын резервуарлы парктердің автоматтандырылуын жобалау
Атырау бас мұнай айдау стансасының резервуарлық паркін кеңейту жобасы
Газгольдерді орнатуда дайындық жұмыстары оларға қойылатын талаптар,газ сақтайтын газгольдерлер
Резервуарларды құрастыру жұмыстары
Резервуардағы мұнай деңгейін өлшеу жүйесі
Мұнай қоймасының сипаттамасы
Газгольдерлерді сақтау қоймасы
Пәндер