Уторный шов резервуара что это такое
3. Термины и определения
В настоящем Стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.
Временные нагрузки подразделяются на:
а) длительные, расчетные значения которых в течение срока службы резервуара наблюдаются длительное время;
б) кратковременные, расчетные значения которых в течение срока службы резервуара наблюдаются в течение короткого отрезка времени;
— оптимальных габаритов резервуара (диаметра и высоты стенки);
— компоновки и вместимости резервуарных парков;
— количества установок пожаротушения и охлаждения резервуара;
— прочности и устойчивости конструкций резервуара (в соответствии с назначенным классом опасности резервуара).
В состав проекта КМ входят:
— общие данные и указания по применяемым материалам, изготовлению, монтажу и испытаниям резервуара, рекомендации по антикоррозионной защите;
— чертежи общих видов, планов и разрезов;
— чертежи узлов и элементов конструкций, с указанием профилей, толщин, сварных швов;
— расчеты конструкций резервуаров 1 и 2 классов опасности и резервуаров с защитной стенкой;
— нагрузки для проектирования основания и фундаментов.
В состав комплекта чертежей КМД входят:
— ведомости чертежей и отправочных марок;
— монтажные схемы с указанием отправочных марок;
— комплектовочная ведомость с указанием отгрузочных мест;
— чертежи отправочных марок, с указанием профилей, толщин, формы и размеров деталей и элементов, количеств и масс деталей и отправочных марок;
— отгрузочные чертежи (при отправке конструкций железнодорожным транспортом).
© 2007–2021 «ГК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.
Уторный шов резервуара что это такое
Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, Е.Е. Семин
(Научно-технический и производственный «Журнал нефтегазового строительства»)
В Российской Федерации создана мощная система магистрального трубопроводного транспорта нефти, включающая в себя более 1 тыс. вертикальных стальных резервуаров. Большая их часть построена в 1980-е годы и к настоящему времени исчерпала свой проектный ресурс, составляющий 30 лет.
Эксплуатирующие организации регулярно проводят диагностику и ремонт резервуаров, и для них чрезвычайно актуальными являются продление срока эксплуатации и снижение объемов ремонта.
При диагностике наибольшее внимание уделяется элементам конструкций резервуара, работающим в условиях сложного напряженно-деформированного состояния при высоком уровне напряжений. Одним из наиболее ответственных элементов резервуара является соединение между стенкой и днищем – уторный узел.
Известно, что наибольшую концентрацию напряжений вызывают дефекты сварных соединений – подрезы, которые можно рассматривать как трещиноподобные дефекты. Они являются определяющими при прогнозировании сроков безопасной эксплуатации резервуаров. Это также подтверждается результатами диагностики, при которой обнаруживаются трещины, развившиеся от подрезов в зоне сопряжения уторного шва и окрайки.
Учитывая современную практику применения высококачественных антикоррозионных покрытий на основе эпоксидных смол для защиты внутренней поверхности резервуаров, долговечность уторных узлов может определяться по критерию начала роста трещины или по критерию разрушения в процессе циклического нагружения.
Оценка долговечности уторных узлов выполняется в следующей последовательности:
Для определения НДС в уторном узле реальной геометрической формы был выбран метод конечных элементов. Для построения моделей и решения задачи использовался вычислительный комплекс ANSYS. В целях сокращения времени расчета были разработаны два типа конечно-элементных моделей.
Первая модель выбиралась из условия, что действие краевого эффекта от днища затухает в пределах первого пояса и включает первый пояс стенки резервуара, окрайку днища, уторный шов без дефектов и упругое основание резервуара. Нагрузки задаются от гидростатического давления и веса конструкций.
По результатам расчета установлено, что 95 % максимального значения напряжений составляет нагрузка от изгиба, возникающая в результате стесненности деформаций.
Вторая модель включает участки первого пояса стенки и окрайки длиной по 200 мм и уторный сварной шов с различными значениями выпуклости и вогнутости. Нагрузка задавалась в виде двух сил, приложенных к концам модели таким образом, что напряжения в зоне уторного шва отличались от первой модели не более чем на 2 %. Сгущение сетки производилось к пересечению сварного шва и окрайки. Все конструкции резервуара моделировались с использованием плоскостных элементов типа shell. Вычисление напряжений и деформаций производилось в предположении упругопластического тела. Модель использовалась для определения фактических напряжений в образце без дефектов сварного соединения и в образце с подрезами разной глубины. Было выполнено более 250 расчетов.
Напряжения в зоне подреза в окрайке, выполненной из стали 09Г2С варьируются от 285 МПа для соединения с вогнутостью 3–4 мм до 500 МПа для сварных соединений с подрезом глубиной 3 мм. Для стали 16Г2АФ аналогичные напряжения составляют от 346 МПа до 560 МПа соответственно.
По результатам расчетов второй модели установлено, что оптимальной формой сварного соединения является шов, вогнутый вовнутрь. Величина вогнутости уторного шва должна составлять 3–4 мм, в этом случае гарантируется отсутствие развивающихся пластических деформаций в зоне уторного сварного соединения в процессе эксплуатации.
Поэтому при проектировании и строительстве с целью снижения напряжений рекомендуется выполнять внутренний шов вогнутым на 3–4 мм.
Исследование долговечности уторных узлов выполнено по двум предельным состояниям: начало роста трещины и начало разрушения соединения.
Расчет ресурса по критерию начала роста трещины выполнялся по формуле Нейберга.
Анализ результатов расчета показывает, что инкубационный период роста трещин для уторных сварных швов с вогнутостью от 0,5 мм до 5 мм составляет 17 500 и более циклов, что соответствует сроку эксплуатации 50 лет при цикличности 350 циклов в год. Безопасная работа уторного узла резервуара с подрезами до 0,3 мм обеспечена на весь период эксплуатации для швов с оптимальными параметрами вогнутости, составляющей 3–4 мм.
Поэтому при проектировании и строительстве с целью безопасной эксплуатации уторного соединения без появления трещин рекомендуется устанавливать критерий отбраковки по глубине подреза 0,3 мм.
Исследование ресурса уторного узла по критерию начала разрушения выполнено по методике, использованной в нормативных документах «Транснефти» и «Газпрома». Для выполнения расчета разработана программа, позволяющая моделировать рост трещины до наступления разрушения уторного сварного соединения путем ее подращивания в цикле.
Алгоритм программы включает:
Анализ результатов расчетов показывает, что с увеличением вогнутости до
4 мм и уменьшением глубины дефекта увеличивается срок эксплуатации уторных узлов резервуаров. При равной глубине подреза срок эксплуатации уторных узлов различной формы отличается в 8–12 раз. Максимально допустимый подрез для эксплуатации уторного узла в течение 10 лет составляет 2 мм.
Для подтверждения результатов, полученных расчетным путем, выполнено экспериментальное определение долговечности уторных узлов с подрезом, выполненных из сталей 09Г2С и 16Г2АФ. Форма и условия нагружения образцов соответствуют второй расчетной модели.
Определение числа циклов до разрушения образцов производилось по результатам испытаний 18 образцов с подрезами различной глубины на испытательной машине Instron. Пропилы в образцах, имитирующие подрезы, располагались в околошовной зоне. Максимальное число циклов нагружения составляет 35 000. Для создания расчетных напряжений образцы закреплялись с использованием торцевых планок в зажимах машины и растягивались с постоянным усилием.
Анализ результатов экспериментов показывает, что для уторных соединений из стали 09Г2С сходимость результатов эксперимента и расчета с учетом остаточных сварочных напряжений укладывается в 14–18 %, для стали 16Г2АФ сходимость результатов эксперимента и расчета укладывается в 7–8%.
Выводы
1. На основании исследований НДС разработаны рекомендации по оптимизации формы уторного узла по критерию минимальных эксплуатационных напряжений. Установлено, что минимальные значения напряжений возникают в уторном шве с величиной вогнутости 3–4 мм.
2. Исследования ресурса уторных соединений показали, что при строительстве резервуаров глубина максимально допустимого подреза может составлять 0,3 мм, а при диагностировании резервуара могут допускаться для дальнейшей эксплуатации уторные узлы с подрезами глубиной до 2 мм.
3. Предложена комплексная методика расчета ресурса уторных соединений, основанная на полученных функциональных зависимостях НДС в вершине дефекта и применении апробированных методик, определяющих процесс развития трещины. Данная методика использована при разработке РД «Руководство по оценке технического состояния резервуаров».
4. Экспериментальными исследованиями натурных образцов подтверждены полученные расчетные зависимости.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Уторный шов
Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают не равномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречают ся в нижней части высотой до 100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов, кровли и ферм покрытия, которые имеют постоянный контакт поверхности с кислородом воздуха. Большое значение следует уделять при осмотре местам переменного уровня нефтепродукта. [31]
При внешнем осмотре необходимо обращать особое внимание на коррозионное состояние нижних и верхних поясов, поверхность днища, несущих элементов покрытия кровли. Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают неравномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречаются в нижней части высотой до-100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов, кровли и ферм покрытия, поверхность которых постоянно контактирует с кислородом воздуха. [32]
ОАО ИркутскНИИхиммаш в 2000 году, как и в предыдущие годы, проводил работы, связанные с комплексным техническим диагностированием резервуарного и газгольдерного парка на заводах ОАО АНХК. Анализ обнаруженных дефектов позволяет заключить, что они, в основном, относятся к разряду исправимых и ремонтируемых. Эти дефекты возникают как при изготовлении, так и при эксплуатации. Значительная часть дефектов заложена при изготовлении, так как требования современной нормативной документации выше по сравнению с существующими в период изготовления. К таким дефектам относятся непровары, поры, несплавления, подрезы и др. Следует отметить, что за период эксплуатации резервуаров в 20 и более лет дальнейшего развития эти дефекты не имели. Как правило, на всех обследованных резервуарах наблюдается просадка окраек днища, превышающая допустимые нормы. Так из 11 резервуаров, диагностируемых в 2000 году, на 6 из них требуется полная или частичная замена днищ и первого пояса на высоту до 500 мм от уторного шва по всему периметру. При этом на 8 из них необходима подбивка грунта под основание, для устранения неравномерной просадки резервуаров. Следует отметить, что такие дефекты от коррозии и неравномерной просадки наблюдается на резервуарах, отработавших 20 и более лет. [34]
Методы ремонта резервуаров РВС
При ремонте основания резервуаров подбивают края песчаной подушки, заполняют пустоты под днищем в местах хлопунов и исправляют просевшие участки и отмостки.
Для ремонта основания применяют гидроизолирующий состав (черный или гидрофобный грунт), состоящий из смеси вяжущего вещества и песка. Песок должен быть крупностью 0,1-2 мм. Содержание в песке глинистых и песчаных частиц крупностью менее 0,1 мм должно быть не более 30-40%. В качестве вяжущего вещества применяют жидкие битумы марок А-6 и Б-6 или малосернистый мазут. Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества в готовом изолирующем слое принимают в пределах 8-10% по объему смеси.
Ремонт основания выполняют с подъемом резервуара. Для этого к стенке резервуара приваривают прерывистым швом ребра жесткости из швеллера или двутавра, подводят под них домкраты необходимой грузоподъемности и поднимают резервуар на высоту, превышающую величину осадки на 15-20 см. Затем подбивают просевшую часть основания изолирующим материалом до проектной отметки. Резервуар можно поднимать также домкратами, установив их в приямки под днищем резервуаров.
После опускания резервуара нивелируют окрайки днища.
Если под днищем выявлены пустоты или выпучины (рис. 1) размерами, превышающими допустимые, в днище вырезают отверстие диаметром 20-25 см, засыпают в пустоты изолирующую смесь и уплотняют ее. После этого на вырезанное отверстие устанавливают и приваривают накладку из листа толщиной 5 мм. Размеры накладки выбирают так, чтобы обеспечивался нахлест 30-40 мм.
Рис. 1. Методы ремонта пустот под днищем и выпучин в днище.
а — местная просадка основания; б — выпучина в днище; в — участок, отремонтированный методом установки наладки
Днища резервуаров подвержены коррозионному и механическому разрушению. Наиболее часто встречаются трещины в сварных швах и основном металле сегментов и окраек днища, вызванные концентрацией напряжений в нижнем узле резервуара. Для устранения таких трещин срезают уторный уголок (если он есть) длиной 250 мм в каждую сторону от трещины и выявляют границу трещины путем травления дефектного шва 10%-ным раствором азотной кислоты. Концы трещины засверливают сверлом диаметром 6-8 мм, после чего разделывают трещину под сварку.
В случае отсутствия технологической подкладки под шов устанавливают подкладку шириной 150-200 мм, толщиной 5-6 мм
Рис. 2. Трещины в сварных швах сегментов и их устранение.
1 — подкладка; 2 — место трещины; 3 — шов, прикрепляющий сегмент к корпусу; 4 — уторный уголок.
В случае отсутствия технологической подкладки под шов устанавливают подкладку шириной 150-200 мм, толщиной 5-6 мм и длиной, несколько превышающей длину трещины. Заварив трещину, приваривают корпус в месте вырезки уторного уголка и торцы последнего к сегменту (рис. 2).
Аналогично устраняют трещины, распространившиеся из сварного шва на основной металл, а также мелкие трещины в основном металле окраек длиной до 100 мм.
Для устранения трещин длиной 200-300 мм в сегменте окрайки срезают уторный уголок на длину 1500 мм и участок сегмента (окрайки) шириной 500 мм с трещиной по середине. На это место подгоняют вставку встык с зазором 3-4 мм, устанавливают подкладки и приваривают вставку к сегментам окрайки днища и к стенке (рис. 3).
Рис. 3. Замена участка сегмента с трещиной.
а — технологические подкладки.
Рис. 4. Устранение больших выпучин в днище.
Выпуклости высотой до 200 мм устраняют путем заполнения пространств под ними гидроизоляционным материалом, а высотой более 200 мм удаляют. Для этого все сварные швы на участке выпуклости распускают газорезкой. Сильно деформированные листы удаляют и на их место подгоняют новые внахлестку. Сварку осуществляют в последовательности, указанной на рис. 4.
Если требуется замена днища полностью, резервуар поднимают на высоту 150-200 мм и вырезают днище. На отремонтированном основании собирают, сваривают и испытывают новое днище, затем опускают на него резервуар и соединяют днище с корпусом.
В корпусах резервуаров наблюдаются трещины в сварных швах и основном металле. Часто встречаются трещины в местах пересечений швов, вдоль и поперек швов. Продольные трещины в сварных швах, а также поперечные, не распространившиеся на основной металл, устраняют путем засверливания их концов, разделки дефектного места под сварку (под углом 60-70°) и двухсторонней заварки дефектных мест электродами диаметром 3 мм.
Для устранения продольных трещин длиной более 150 мм, начинающихся с любого горизонтального шва, а также поперечных трещин, выходящих на основной металл, вырезают дефектный участок (с трещиной посередине) шириной 1000 мм на всю высоту листа, разделывают кромки листов пояса резервуара и подогнанной вставки (рис. 5). Затем распускают горизонтальные швы в обе стороны от вставки по 500 мм, подгоняют вставку в стык или внахлестку и приваривают. Порядок производства сварочных работ при удалении листов с трещиной показан на рис. 6. Трещины в основном листе корпуса устраняют аналогично.
Рис. 5. Удаление горизонтальных и вертикальных сварных швов с трещиной
(цифры показывают последовательность сварки, стрелки — направление сварки).
Рис. 6. Технология производства сварочных работ при удалении листов с трещиной в основном металле.
Обозначения те же, что на рис. 5
Чтобы удалить пересекающиеся трещины в сварных швах (рис. 7), вырезают отверстие диаметром 500 мм с центром в точке пересечения сварных швов и устанавливают изнутри заплату диаметром 1000 мм. Толщина заплаты равна толщине листов этого пояса. Сначала сварку производят снаружи, затем внутри резервуара обратноступенчатым методом, длина ступени 200-250 мм.
Сравнительно часто встречается трещина по основному металлу I пояса, начинающаяся от места приварки резервуарного оборудования (рис. 8). В таких случаях лист удаляют полностью; иногда вырезают участок шириной не менее 2000 мм на всю высоту пояса. Новый лист монтируют, как описано выше.
При сборке листов в стык зазор между стыкуемыми элементами должен быть не менее 2 мм и не более 4 мм. При зазорах более 4 мм сварку ведут на подкладке толщиной, равной толщине листа. Свариваемые листы должны иметь скос кромок под углом 30-35°. При сварке необходимо следить, чтобы расстояние между пересекающимися сварными швами в днище и кровле было не менее 200 мм, а в корпусе резервуара не менее 250 мм.
Рис. 7. Устранение трещин, образовавшихся в месте пересечения швов.
Рис. 8. Трещина, начинающаяся от места вварки резервуарного оборудования.
1 — лист первого пояса; 2 — лист второго пояса, 3 — воротниковый фланец лазового люка, 4 — днище.
При сварке внахлестку размер ступени возрастает до 300- 500 мм. При капитальном ремонте резервуаров проверяют отклонение корпуса от цилиндрической формы при помощи отвеса. Эти отклонения могут быть в виде выпуклостей и вмятин. Они появляются при строительстве и в процессе эксплуатации резервуара и в основном в средних и верхних поясах, которые имеют меньшую жесткость; если стрела прогиба вмятин или выпуклостей превышает допустимую величину, их исправляют.
Допустимые величины отклонений поверхности (стрела прогиба) от вертикальной образующей цилиндра, соединяющей нижний и верхний края дефектного места, зависят от размеров дефекта и не должны превышать: 15 мм при длине дефекта по вертикали 1500 мм, 30 мм- при длине дефекта 3000 мм и 45 мм-при длине дефекта до 45000 мм.
При наличии в корпусе горизонтальных гофр с размерами, превышающими приведенные в табл. 1, их исправляют.
Для исправления вмятины в ее центр приваривают прерывистым швом круглую накладку из листовой стали толщиной 5-6 мм и диаметром 120-150 мм. К накладке приваривают серьгу. Правку производят при помощи трактора (ручной лебедки), трос от которого прикрепляют к серьге.
Уторный шов резервуара что это такое
ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА
Монтаж металлоконструкций стенки резервуара объёмом 5000 м на объекте резервуарный парк
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
ТТК предназначена для ознакомления рабочих и инженерно-технических работников с правилами производства работ, а также с целью использования при разработке проектов производства работ, проектов организации строительства, другой организационно-технологической документации.
Графическая часть представлена файлами «AUTOCAD» и PDF.
2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2.1. Настоящая ТТК разработана на монтаж стенки резервуара объёмом 5000 м на объекте резервуарный парк N 2 г._____ «______нефтепродуктсервис».
2.2. Перед началом работ ознакомиться (под роспись) с данной ТК лицам, ответственным за безопасное производство работ кранами, подъемниками (ст. прораб, прораб, мастер), крановщикам, машинистам, стропальщикам и другим рабочим, занятым на работах.
3. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
Наименование процесса или операции
1. Подготовительные работы
1.1. Получить разрешение на право производства работ.
1.2. Произвести контроль геодезической разбивочной основы.
1.3. Уточнить на месте наличие действующих подземных коммуникаций.
1.4. Обозначить охранные зоны существующих инженерных сетей.
1.5. Перед началом работ проверить наличие сертификатов, паспортов соответствующих проекту, стандартам и ТУ на изделия и материалы, комплектность и количество поставленных металлоконструкций, сварочных материалов. Проверить наличие и правильность разделки кромок изделий под сварку
Согласно проекта и карты входного контроля
2. Монтажно-сварочные работы
2.1. Подготовку листов стенки проводить в следующей последовательности:
— извлечь из контейнера лист стенки при помощи 4-ветвевого стропа с захватами и уложить на площадку из досок на земле;
— проверить геометрические размеры листа, соответствие их проекту;
— застропить лист за кран при помощи траверсы, захватов и установить на стенд. К листу, находящемуся на стенде, приварить сборочные приспособления:
Рис.1. Схема 1. Общий вид стенки резервуара. Сварные швы листов стенки
1) на листах I пояса стенки приварить согласно рис.2 схемы 2:
Рис.2. Схема 2. Приварка монтажных элементов к листам первого пояса
— ловители на верхней кромке с двух сторон листа;
— шайбы для сборочных швеллеров на верхней кромке листа;
— шайбы для сборочных приспособлений на всех кромках листа, кроме нижней кромки листа;
2) на листах II-VII поясов стенки приварить согласно схемы 3:
Рис.3. Схема 3. Приварка монтажных элементов к листам II-VII поясов
— ловители на верхней кромке с двух сторон листа;
— шайбы для сборочных швеллеров на верхней и нижней кромках листа;
— шайбы для сборочных приспособлений на всех кромках листа.
3) на листах VIII пояса стенки приварить согласно схемы 4:
Рис.4. Схема 4. Приварка монтажных элементов к листам VIII пояса стенки
— шайбы для сборочных швеллеров на нижней кромке листа;
— шайбы для сборочных приспособлений на всех кромках листа, кроме верхней кромки.
2.2. Монтаж листов I пояса стенки резервуара проводить в следующей последовательности согласно схем 5-7:
— зачистку кромок листа под сварку до металлического блеска производить непосредственно перед его извлечением из стенда;
— на окрайке днища резервуара нанести кольцевую риску R 11400 мм (Схема 5);
Рис.5. Схема 5. Разметка окрайки под установку листов стенки
— нанести на окрайке днища точку «А1» начала установки первого листа 1 пояса стенки резервуара;
— по риске приварить упоры и ловители с шагом 400 мм. Застропить лист за кран при помощи траверсы и установить в проектное положение в ловители:
— приварить строповочные скобы и присоединить к ним талрепы с подкосами. Талреп и подкосы соединить на сварке;
— соединить подкосы с листом болтовым соединением М36. Освободить лист от траверсы;
Рис.6. Схема 6. Установка ловителя первого пояса стенки
Рис.7. Схема 7. Установка листов первого пояса стенки (вид изнутри)
Рис.8. Схема 8. Сборка углового соединения 1-го пояса стенки и окрайки днища
— зафиксировать тавровое (упорное) соединение листа с окрайкой днища сварочными прихватками, выполненными с наружной стороны резервуара;
— смонтировать второй лист I пояса стенки резервуара аналогично первому листу собрать вертикальное соединение между смонтированными листами при помощи сборочных приспособлений;
— проверить смещение кромок и зазоры в стыке;
— аналогично выполнить монтаж последующих листов I пояса стенки резервуара;
— после сборки листов I пояса стенки проверить вертикальность листов отвесами, отвесы оставить на каждом листе по одной штуке в середине листа до сварки вертикальных соединений листов;
— приварить пластины для вывода сварных швов к верхней кромки пояса согласно схемы 11;
Рис.9. Схема 9. Монтаж второго пояса резервуара
Рис.10. Схема 10. Монтаж листов второго пояса стенки
Рис.11. Схема 11. Сборка вертикального стыка стенки
— удалить пластины для вывода сварных швов с верхней кромки пояса при помощи шлифмашинки. Не допускается применение ударных инструментов. Места приварок пластин проконтролировать методом «цветной дефектоскопии»;
— удалить, ненужные в дальнейшем, сборочные приспособления с листов стенки при помощи шлифмашинки. Не допускается применение ударных инструментов;
— места приварок сборочных приспособлений зашлифовать заподлицо с основным металлом и проконтролировать методом «цветной дефектоскопии»;
— проверить вертикальность листов отвесами;
— талрепы с подкосами удалить после монтажа листов II пояса стенки резервуара;
2.3. Монтаж листов II-VIII пояса стенки резервуара проводить в следующей последовательности согласно схем 9-14:
Рис.12. Схема 12. Сборка горизонтального стыка стенки
Рис.13. Схема 13. Крепление расчалок при монтаже стенки
Рис.14. Схема 14. Крепление монтажных подмостей
Рис.15. Схема 15. Схема устройства монтажного проема в стенке резервуара (вид изнутри)
— выполнить разметку и установку якорей, для установки наружных расчалок;
— выполнить разметку и установку узлов крепления внутренних расчалок, приварив к днищу резервуара подкладные листы, а к подкладным листам скобы;
— нанести на верхней кромке первого листа I пояса стенки точку «В1» начала установки первого листа II пояса стенки резервуара;
— подготовить листы II пояса стенки к монтажу;
— зачистку кромок листа под сварку до металлического блеска производить непосредственно перед его извлечением из стенда;
— навесить на верхнюю кромку первого листа II пояса кронштейны с расчалками;
— уложить на верхнюю кромку I пояса стенки подкладки в количестве трех штук, для обеспечения проектного зазора в горизонтальном соединении;
— застропить лист за кран при помощи траверсы, захватов и установить в проектное положение в ловители на верхней кромке листов 1 пояса;
— зафиксировать горизонтальный стык листа при помощи сборочных приспособлений;
— собрать горизонтальное соединение между смонтированным листом II пояса и листами I пояса при помощи сборочных швеллеров и сборочных приспособлений;
— проверить смещение кромок и зазоры в стыке;
— смонтировать второй лист II пояса стенки резервуара аналогично первому листу;
— собрать вертикальное соединение между смонтированными листами при помощи сборочных приспособлений;
— проверить смещение кромок и зазоры в стыке;
— аналогично выполнить монтаж последующих листов II пояса стенки резервуара;
— при монтаже последующего листа II пояса одну пару расчалок с предыдущего смонтированного листа удалять, а одну пару оставлять. Оставшиеся пары расчалок удаляются в процессе монтажа следующего III пояса стенки резервуара;
— после сборки листов II пояса стенки проверить вертикальность листов отвесами, отвесы оставить на каждом листе по одной штуке в середине листа до сварки пояса;
— приварить пластины для вывода сварных швов к верхней кромки пояса согласно схемы 11;
выполнить сварку вертикальных соединений между листами II пояса стенки:
— удалить пластины для вывода сварных швов с верхней кромки пояса при помощи шлифмашинки. Не допускается применение ударных инструментов. Места приварок пластин проконтролировать методом «цветной дефектоскопии»;
— удалить сборочные приспособления и швеллера с вертикального соединения листов и горизонтального соединения между смонтированным первым листом II пояса и листами I пояса;
— места приварок шайб, ловителей зашлифовать заподлицо с основным металлом при помощи шлифмашинки и проконтролировать методом «цветной дефектоскопии». Не допускается применение ударных инструментов;
— проверить вертикальность листов отвесами;
— удалить талрепы с подкосами с листов I пояса стенки;
— аналогично собрать III и IV пояса стенки, сварить вертикальные швы, а затем горизонтальные швы между поясами;
— смонтировать временную монтажную стойку в следующей последовательности (схема 16-18):
Рис.16. Схема 16. Монтаж центральной стойки (начало)
— к верхней части монтажной стойки I закрепить центральное кольцо с подкосами, а к фланцу патрубка центрального кольца на болты закрепить оголовник согласно схемы 18;
Рис.17. Схема 17. Монтаж центральной стойки (окончание)
Рис.18. Схема 18. Строповка монтажной стойки
в центре резервуара к днищу закрепить стойку II;
— застропить на кран РДК-25 за подъемные устройства оголовника. Выполнить подъем монтажной стойки I с центральным кольцом. Опустить монтажную стойку I с центральным кольцом на стойку II в проектное положение, закрепить фланцы стоек между собой болтами. Закрепить расчалки к днищу резервуара. Ослабив натяжение строп, убедиться в устойчивости монтажной стойки с центральным кольцом на расчалках. Отвесом по разметке и натяжением расчалок установить монтажную стойку в вертикальное положение. Расстропить кран;
— в вышеописанной последовательности собрать и сварить V-VIII пояса стенки согласно схем 9-14.
Рис.19. Спецификация материалов площадки навесной
2.4. В процессе выполнения работ проводить проверку отклонения формы и размеров смонтированной стенки резервуара, с принятием мер по выявлению причин появления недопустимых отклонений формы и размеров и их устранению.
1. Доступ внутрь резервуара для выполнения монтажно-сварочных работ проводить по одному из трех вариантов:
3. Монтаж и сварку замыкающего листа 1-8-го поясов проводить после сварки всех вертикальных соединений в пределах пояса для исключения деформаций стенки из-за возникающих термических напряжений и усадки сварных швов.
4. Для сохранения формы резервуара и уменьшения угловатости швов сварку вертикальных и горизонтальных соединений проводить на сборочных приспособлениях без установки прихваток.
3. Антикоррозионная защита металлоконструкций стенки резервуара
Антикоррозионную защиту металлоконструкций днища резервуара выполнять согласно требованиям отдельного проекта производства работ на проведение антикоррозионных работ согласованного в установленном порядке с заказчиком, техническим надзором
4. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ РАБОТ
Схема операционного контроля качества