3.1.4. Контроль состояния изоляционных покрытий трубопроводов

Причины изменения состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов

При выполнении всех требований к технологии нанесения и контролю изоляционных покрытий в строительный период их качество в начальный пе­риод эксплуатации является, как правило, хорошим.

Однако с течением времени под действием грунта, веса трубопровода, почвенных вод, микроорганизмов, корней растений и температурных воздей­ствий происходит постепенное разрушение покрытий.

Под давлением вышележащего слоя грунта образуются складки, трещи­ны и сквозные продавливания изоляционного покрытия. Наибольшие повреж­дения покрытия имеют место на нижней образующей трубы.

Изоляционные мастики на битумной основе, грунтовка, клей содержат питательные для микроорганизмов и растений вещества, что и является при­чиной их разрушения.

Изменения температуры трубы вызывают ее температурные деформа­ции, при которых происходят сдвиги изоляции.

Отрицательное влияние на состояние изоляционного покрытия оказыва­ет катодная поляризация, вызывающая электроосмотический эффект. Эффект электроосмоса заключается в том, что под действием электрического поля грунтовая влага перемещается к трубопроводу и проникает через изоляцион­ное покрытие. В присутствии влаги и избыточного количества электронов на поверхности металла трубы происходит выделение газообразного водорода, согласно реакции

2Н⁺ + 2е Н₂Т

Давление образующихся на границе металл-покрытие молекул газооб­разного водорода приводит к его отслаиванию. Скорость отслаивания изоля­ции от трубы зависит от начальной адгезии покрытия и плотности защитного тока.

Разрушающее действие на изоляционное покрытие могут оказывать и агрессивные грунты. Отмечены случаи, когда в высококоррозионных грунтах битумные покрытия разрушались и даже полностью исчезали в течение 5...7 лет. Принципами этого являются:

• электрохимическое хлорирование и окисление битумов с превращени­ем его в водорастворимые полигалоидные и сравнительно низкомолекулярные кислородсодержащие соединения;

• воздействие грунтовых соленых вод и сульфатвосстанавливающих бак­терий, в результате чего образуется сода и происходит разрушение и отслаи­вание покрытия.

Таким образом, имеется достаточно причин, вызывающих изменение со­стояния изоляции трубопроводов.

Определение состояния изоляционных покрытий

Определение состояния изоляции подземных трубопроводов произво­дится:

1. на основе визуального осмотра;

2. по величине переходного сопротивления;

3. по количеству скозных повреждений.

Визуальный осмотр изоляции выполняется в шурфах. Шурфованию при обследовании трубопроводов принадлежат те участки, на которых предполага­ется наличие разрушений изоляции (на основе анализа статистических данных об авариях, работы СКЗ и др.). Количество шурфов, открытых на каждом ки­лометре обследуемого трубопровода должно быть не больше двух.

При отрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к трубопроводу слои земли с тем, чтобы не нарушить изоляцию в трубе. Далее производят ви­зуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения по­крытия, определяют адгезию защитного покрытия на неповрежденной части изоляции.

Недостатком данного метода является субъективность в оценке качества изоляции.

ч о

	и
"ез
	ь
« н	'3 а.
I	х
с SC	о с
о и	о ■
о	I
о.	X
а	о
а	S
г	3 „
	§ Ё
is с	S р
ч	S X
о	. о
ь	iti
	ГЧ
	„ >я
	ч s
	о к
я	a о
	о ц
и>	а. *
с;	е я
а	О I
1 а с	ю « >ч Л
о	1'
и	— ГГ)

о

X

ч- о

X

X

О

о я о.

я

X «

н о ч

0. с

W

0. У

о. и н

£ X

■и «

Ч

ч о

О §

X §

X

сх а>

с «

Я

0. и ч

S

н

5

о.

Ш

о Пи С а и

IU X

и

оо

с-ч

о Я О.

ч

О

Й ч

о и

CL Ь

с я

о о.

ю «

Наиболее полно состояние изоляционного покрытия подземных трубо­проводов характеризует величина переходного сопротивления. Переходное сопротивление подземного изолированного металлического трубопровода — это сопротивление входу (выходу) тока в подземный трубопровод.

Проще всего определить переходное сопротивление R* в местах уста­новки контрольно-измерительных колонок (КИК). В этом случае используется схема измерения, изображенная на рис. 3.8. В качестве источника тока и одно­временно измерительного прибора используются измерители сопротивления МС-08, М-231 и др. Значение переходного сопротивления снимают непосред­ственно по шкале прибора. Однако возможности данного метода ограничены поскольку КИК размещаются по трассе трубопровода через 1 км.

Переходное сопротивление может быть измерено в шурфах методом "мокрого контакта" (рис. 3.9). Схема измерений по данному методу состоит в следующем. Покрытие в месте измерения очищают от грунта и свободной вла­ги по периметру трубопровода полосой, ширина которой должна быть не ме­нее 0,5 м. На очищенную поверхность накладывают тканевое полотенце, смо­ченное в 3 %-ном растворе поваренной соли, а на него металлический элек­трод-бандаж.

Делителем R устанавливают рабочее напряжение U=30 В и определяют по амперметру величину тока утечки I. После этого вычисляют переходное сопротивление по формуле:

где S - площадь электрода-бандажа.

Для применения метода "мокрого контакта" необходимо производить шурфование трубопровода.

Известно, что чем хуже состояние изоляции, тем большая величина за­щитного тока необходима, чтобы поддерживать на трубопроводе требуемую величину защитного потенциала. Поэтому о состоянии изоляционного покры­тия подземного трубопровода можно судить по величине плотности защитного тока, равной отношению тока дренажа к площади защищаемой поверхности.

При оценке качества изоляционных покрытий перечисленными метода­ми рекомендуется пользоваться данными табл. 3.5.

Критерии оценки качества изоляционных покрытий

Состояние покрытия	Отличное	Хорошее	Среднее	Плохое	Очень плохое	Совер­шенно разрушено
1	2	3	4	5	6	7
Средняя плотность защитного тока, мкА/м2	0-53,6	53,7-107,5	107,6- 215,0	216-1076	1077-2580	2581- 10750
Переход­ное сопро­тивление труба- земля, Ом-м	более 10000	2500- 10000	500- 2500	50-500	5-50	менее 5
Внешний вид по­крытия	поврежде­ний нет	одиночные мелкие поврежде­ния	небольшое число мелких поврежде­ний	заметные значи­тельные площади оголения металла	покрытие сильно разрушено	следы по­крытия на трубе

Еще одним из методов контроля состояния изоляцонного покрытия под­земных трубопроводов является определение количества сквозных поврежде­ний в нем. Этот метод предложен американским изобретателем Д. Пирсоном в 40-х годах нашего столетия и мало изменился до нашего времени. Совершен­ствовалась только аппаратура для реализации этого метода.

Содержание метода Пирсона заключается в следующем. Генератор зву­ковой частоты порядка 1000 Гц подключается одним полюсом к подземному трубопроводу, а другим - к земле.

Ток, идущий по трубопроводу, вытекает в местах повреждения изоляции и создает повышение потенциала, которое может быть измерено двухэлек- тродной установкой (рис. 3.10).

Рис. 3.10. Схема определения мест сквозных повреждений в изоляционном покрытии трубопровода 1 - знуковой генератор, 2 - измерительные элею-родм, 3 - звуковой индикатор, 4 - изолированный трубопровод, 5 - сквозное повреждение

ли

а)

ли

б)

X

ли

ли

/л/ иц^лют.. ^^ ~^Г~/}Т

А

1

~>/7' ' """»'/ *!t

Рис. 3.11. График изменения разности потенциалов между измерительными

электродами

а) при продольном расположении электродов

б) при поперечном расположении электродов

Минимальный (нулевой) потенциал наблюдается когда центр двухэлек- тродной установки находится под сквозным повреждением изоляции. Этот ха­рактер изменения разности потенциалов используется для точного определе­ния сквозного повреждения в изоляции. Для уточнения места повреждения двухэлектродную установку располагают перпендикулярно оси трубопровода и постепенным перемещением электродов находят максимум разности потен­циалов (рис. 3.11).

На практике измерения проводятся двумя идущими вдоль трассы опера­торами, на обуви которых имеется по паре контактных электродов, соединен­ных с измерительным прибором (милливольтметром). Расстояние между опе­раторами поддерживается равным 5...8 м. При приближении к месту утечки тока наблюдается постепенное повышение потенциала, которое достигает максимума, когда первый оператор стоит непосредственно под местом повре­ждения изоляции.

Схема измерения разности потенциалов устройства для контроля изоля­ции (УКИ-1) изображена на рис. 3.12.

Основные детали устройства приведены на рис. 3.13.

Необходимым условием применимости данного метода является знание положения оси трубопровода. Поэтому приборы для контроля изоляции долж­ны еще определять трассу трубопровода, т. е. должны быть снабжены поиско­вым контуром.

В отечественной практике места дефектов в изоляции подземных трубо­проводов определяют одним из типов искателей повреждений (ИПИ-76, АН- ПИ "Пеленг-1", ИТ-5 и др.), либо установкой для определения дефектных мест в изоляционном покрытии магистральных трубопроводов УКИ-1.

3.2. Контроль технического состояния резервуаров

В первую очередь контролю подвергаются резервуары, находящиеся в аварийном состоянии и отремонтированные после аварии; резервуары, изго­товленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 25 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

Применяют полный и частичный контроль технического состояния ре­зервуаров. Частичный контроль выполняется без их вывода из эксплуатации и служит для предварительной оценки состояния емкостей. В его рамках произ­водится внешний осмотр резервуара, изменение толщины и определение гео­метрической формы его стенок, нивелирование днища, проверка состояния

Рис. 3.12. Схема контроля качества изоляции на трубопроводе: 1 - искатель трубопровода; 2 - селективный индикатор; 3 - пояс контактный; 4 - провод соелинительный; 5 - телефон; 6 - пластины токосъемника *

Рис. 3.13. Основные детали УК11-1: 1 - генератор тока; 2 - селективный индикатор; 3 - штанга искателя трубопровода; 4 - антенна; 5 - пластины токосъемника; 6, 7 - провода соединительные; 8 - пояс контактный; 9 - телефон; 10 - кабель нагрузочный; 11 - шнур сетевой; 12 - заземлители

основания и отметки. При полном контроле резервуары выводятся из эксплуа­тации, опорожняются, зачищаются и подвергаются дегазации. Число контро­лируемых параметров при полном контроле расширено. Дополнительно вы­полняются осмотр резервуара изнутри; внешний осмотр понтона и плавающей крыши; измерение толщины металла кровли, понтона (плавающей крыши); неразрушающий контроль сварных соединений физическими методами; меха­нические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений; химический анализ металла; измерение расстояний между понто­ном, плавающей крышей и стенкой резервуара; проверка состояния уплотне­ния между ними.

Сведения о периодичности контроля технического состояния резервуа­ров приведены в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Периодичность контроля резервуаров

Хранимая жидкость	Срок эксплуата­ции резервуара, лет	Способ обследования
		Полное с выво­дом из эксплуа­тации	Частичное без вывода из экс­плуатации
' Нефть товарная, бензин	более 25 менее 25	через 3 года чдэез 5 лет	через 1 год через 2,5 года
Дизельное топ­ливо, керосин	более 25 менее 25	через 4 года через 7 лет	через 2 года через 3 года

Рассмотрим основные методы контроля состояния резервуаров.

3.2.1. Визуальный контроль

При визуальном контроле выявляют видимые дефекты металла, сварных швов и оборудования резервуаров: наличие коррозионных повреждений, цара­пин, трещин, расслоений, неметаллических включений, свищей, отпотин, не- проваров, прожогов, смещений кромок стыкуемых элементов, местных де­формаций (вмятин, выпучин) и др. Кроме того, определяют размещение пат­рубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям, состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

Внешний осмотр резервуара производится сначала с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности: окрайка днища и ниж­няя часть первого пояса; наружная часть первого-четвертого поясов с приме­нением переносной лестницы; верхние пояса с применением подвесной люль­ки или с использованием оптических приборов (бинокль, подзорная труба); места переменного уровня нефти (нефтепродукта); кровля и перекрытие.

При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на существование следующих дефектов и отклонений от нормы: неплотное опи- рание днища резервуара на основание; наличие пустот вследствие размыва ос­нования атмосферными осадками; погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара, наличие раститель­ности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару; трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке; отсутствие необходимого уклона от­мостки, что препятствует отводу воды в сторону кольцевого лотка.

При осмотре понтона (плавающей крыши) контролируют горизонталь­ность их поверхности; плотность прилегания затвора к стенке резервуара, цен­тральной стойке и кожуху пробоотборника; состояние сварных швов днища и угловых сварных швов коробов; наличие хлопунов и вмятин на поверхности днища; отклонения опорных стоек и направляющих по вертикали; техническое состояние затвора.

На внутренней поверхности стенок резервуара не должно быть каких- либо планок, оплавлений, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин (после завершения строительства резервуара).

3.2.2. Определение скрытых дефектов в металле и сварных швах

Скрытые дефекты металла и сварных соединений выявляются с помо­щью гамма- или рентгенографирования, ультразвукового контроля, измерения геометрических размеров швов и др.

Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии произво­дится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-75. Перед контролем свар­ных соединений резервуар освобождают от нефти (нефтепродукта), зачищают и подготавливают к ведению огневых работ. Сварные швы четырех нижних поясов и днища очищают от загрязнений (окалина, шлам и др.) и осматривают. При обнаружении подрезов, пор, незаваренных кратеров и других дефектов их устраняют до просвечивания. В случае обнаружения трещин принимают меры к определению их границ (засверловкой, шлифовкой, травлением, применени­ем ультразвука и т. п.).

Контроль сварных швов методом гамма-рентгенографии и с помощью ультразвука, оценка качества сварных соединений проводятся согласно

РД 39-30-1284-85 "Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикаль­ных сварных резервуаров"..

Рентгеновский или гамма-снимок позволяет наглядно определить харак­тер дефектов, их размеры, количество в шве или в околошовной зоне. Для гаммаскопии применяют аппараты ГУПТИ-0,53, ГУП-1-52, РИД-П и другие, а для рентгенографии - аппараты типа РУП, ИРА с различной толщиной про­свечивания стали.

Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутрен­них и поверхностных дефектов" сварного шва и околошовной зоны без рас­шифровки характера выявленных дефектов по типам (например, шлаковые включения, трещины, газовые пары и т. д.). При ультразвуковом контроле оп­ределяются число, размеры и координаты дефектов.

Для дефектоскопии ультразвуковым методом используют приборы УДМ-1М и ДУК 66.

3.2.3. Определение коррозионного состояния резервуаров

Фактическая толщина стенок корпуса, кровли, днища резервуаров опре­деляется толщиномерами типа "Кварц-6", "Кварц-15", УТ-31 МЦ и другими приборами, позволяющими измерять толщину металла в пределах 0,2...50 мм с погрешностью ±0,1 мм при температуре окружающего воздуха -10...+40 °С. На контролируемом участке поверхность металла должна быть очищена от брызг, окалины и краски, на ней не должно быть вмятин, выпучин и изгибов. Сильно корродированная поверхность металла предварительно механически обраба­тывается до получения ровной и гладкой поверхности. Измерения производят в местах, наиболее пораженных коррозией.

Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противо­положным образующим. Толщины патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части, не менее, чем в двух точках.

Толщину листов днища и кровли измеряют по двум взаимноперпенди- кулярным направлениям. Число измерений на каждом листе должно быть не менее двух. В местах, где имеется коррозионное разрушение листов кровли, вырезаются отверстия размером 500x500 мм и производятся измерения сече­ний элементов несущих конструкций. Толщину листов понтона и плавающей крыши измеряют на ковре, а также на наружных, внутренних и радиальных ребрах жесткости.

Результаты измерений осредняются. При изменении толщины листа в нескольких точках в качестве фактической принимается среднеарифмитиче- ская величина. Измерения, давшие результат, отличающийся от среднеариф- митической величины более, чем на 10 % в меньшую сторону, указываются дополнительно. При измерении толщины нескольких листов в пределах одно­го пояса или любого другого элемента резервуара за фактическую толщину принимается минимально замеренная толщина отдельного листа.

Результаты измерений сравниваются с предельно допустимыми величи­нами толщин стенки, кровли, несущих конструкций, понтонов.

Минимальная толщина листов стенки в наиболее прокорродированных местах должна быть не менее, чем указано в табл. 3.7,

Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара не должен превышать 50 %, а окраек днища - 30 % проектной величины. Для не­сущих конструкций покрытия (ферм, балок) износ не должен превышать 30 % от проектной величины, а для листов понтона (плавающей крыши) - 50% в центральной части и 30 % для коробов.

Таблица 3.7

Минимально допустимая толщина листов стенки резервуара, мм

Ем­кость резер­вуара	№№ поясов								Приме­чание
	1	2	3	4	5	6	7	1 8
5000	7,8	6,8	5,9	4,8	3,8	2,7	2,0	2,0	Сталь С 38/23
10000	10,5	10,0	8,5	7,0	5,5	4,0	3,0	3,0
5000	6,0	5,3	4,5	3,8	3,5	3,0 1	2,5	2,5	Сталь 09Г2С
10000	9,0	8,0	7,0	6,0	4,8	4,0	4,0	4,0
20000	12,0	11,0	10,0	9,0	8,0	7,0	7,0	7,0	7,0

3.2.4. Определение механических свойств металла и сварных

соединений

Для определения фактической несущей способности и пригодности ре­зервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свой­ства основного металла и сварных соединений.

Механические испытания производятся в случае, когда отсутствуют данные о первоначальных механических свойствах основного металла и свар­ных соединений, при значительной коррозии, при появлении трещин, а также во всех других случаях, когда имеется подозрение на ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегрева, действия чрезмерно высоких нагрузок.

Механические испытания основного металла выполняются в соответст­вии с требованиями ГОСТ 1497-73 и ГОСТ 9454-78. Они включают в себя оп­ределение пределов прочности и текучести, относительного удлинения и ударной вязкости. При механических испытаниях сварных соединений (со­гласно ГОСТ 6996-66) выполняют определение предела прочности, испытания на статический изгиб и ударную вязкость.

В случаях, когда требуется определить причины ухудшения механических свойств металла и сварных соединений, появление трещин в различных элемен­тах резервуара, а также характер и размеры коррозионного повреждения, нахо­дящегося внутри металла, производятся металлографические исследования.

Для механических испытаний и металлографических исследований вы­резают основной металл диаметром 300 мм в одной из четырех нижних поясов стенки резервуара.

В процессе металлографических исследований определяют фазовый со­став и размеры зерна, характер термической обработки, наличие неметалличе­ских включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристал- лидной коррозии).

Если в паспорте резервуара отсутствуют данные о марке металла, из ко­торого он изготовлен, прибегают к химическому анализу. Для определения химического состава металла используются образцы, вырезанные для механи­ческих испытаний.

Механические свойства и химический состав основного металла и свар­ных соединений должен соответствовать указаниям проекта, а также требова­ниям стандартов и технических условий.

3.2.5. Контроль геометрической формы и осадки основания

К дефектам геометрической формы относятся вмятины, выпучины, эл­липтичность и другие нарушения формы, имеющие недопустимые отклонения от установленных норм и технических требований, снижающие прочность и устойчивость резервуара.

Изменение геометрической формы стенки резервуара происходит, в основ­ном, в процессе Эксплуатации: под действием вакуума, переполнения, вибрации и т. д. Измерения производят при помощи специальной каретки, вертикально пе­ремещающейся по стенке резервуара, отвеса со струной, перекинутой через блок каретки, а также при помощи теодолита. Измерения рекомендуется производить на заполненном и порожнем резервуаре с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций ("хлопунов", вмятин). При этих измерениях уста­навливают величину отклонения стенки резервуара от вертикали.

В процессе эксплуатации резервуаров происходит осадка их оснований и локальные просадки грунта на отдельных участках под днищем. Если общая осадка основания под резервуаром - явление неизбежное, то причиной ло­кальных просадок является неравномерное уплотнение искусственного осно­вания или местное переувлажнение грунта, вызванное аварийным состоянием днища резервуара и утечкой хранимого продукта.

Встречаются равномерная (по всей площади днища) и неравномерная осадка основания резервуара. Равномерная осадка, ее величина не превышает 50 мм, не представляет опасности для эксплуатационной надежности резер­вуара. В этом случае каких-либо изменений напряженного состояния корпуса, днища и кровли не происходит. Незначительная дополнительная деформация и связанное с ней изменение напряженного состояния могут возникнуть в узле сопряжения приемо-раздаточного патрубка с корпусом резервуара. Эти де­формации появляются из-за неодинаковой величины осадки основания резер­вуара и опор технологических трубопроводов.

При достаточно больших величинах равномерных осадок может возник­нуть значительная деформация узла сопряжения приемо-раздаточного патруб­ка с корпусом резервуара. В таких случаях напряжения в них могут привести к разрушению резервуаров, начинающемуся с нижней части сварного шва в месте соединения патрубков с резервуаром, если даже имеются усиливающие "воротники". Наблюдаются поломки задвижек низкого давления и потере гер­метичности фланцевых соединений трубопроводов.

Поэтому, если в процессе эксплуатации резервуаров будет установлено, что равномерная осадка происходит интенсивно, то основное внимание при разработке профилактических мероприятий должно быть обращено на обеспе­чение прочности места соединения резервуара с приемо-раздаточными трубо­проводами и запорной арматурой. Для этого, в частности, можно установить компенсаторы.

Неравномерная осадка основания резервуаров встречается значительно чаще, чем равномерная и представляет наибольшую опасность с точки зрения надежности резервуара. В этом случае появляется деформация днища, корпуса и кровли, образуются зоны с повышенным напряжением, особенно в узлах со­пряжения корпуса с днищем в нижнем уторе и в соединении технологических трубопроводов с корпусом резервуара.

По характеру неравномерные осадки могут быть самого различного вида - неравномерные по площади, местные (по периметру основания или непо­

средственно под днищем), неравномерные, но с одним постоянным наклоном в одном направлении, в виде развала основания по диаметру резервуара, диа­метральные и периферийные (рис. 3.14).

Под диаметральной понимают такую осадку основания, которая проис­ходит вдоль диаметра резервуара. К периферийной относят такую осадку, ко­гда зона по периметру резервуара проседает значительно больше, чем под ос­новной площадью основания. Под осадкой в виде развала основания понима­ют такую осадку, которая происходит в двух направлениях и периферии с зо­ной перевала по диаметру резервуара.

Межремонтный период

На практике часто все эти виды неравномерной осадки сочетаются с равномерной осадкой по всему днищу резервуара.

Рис. 3.14. Виды неравномерной осадки резервуаров и) развал основанияпо диаметру резервуара б) диаметральная осадкаоснования резервуара и) периферийная осадка основания резервуара

Мезкосмотровой период

Т Т ^{С Т Т}С_.ТL С

Ремонтный цикл

Рис 1.1. Схема структуры ремонпюго цикли К - капитальный ремонт, С - средний ремонт, Т -текущий ремонт, О - осмотр

Согласно "Правил технической эксплуатации резервуаров" за осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое на­блюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отмет­ках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее, чем в 8 точках, но не реже, чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки кон­трольное нивелирование следует проводить не реже одного раза в пять лет.

У резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонений от горизонтальности наружного контура днища незаполненного резервуара емкостью 2000...20000 м³ не должно превышать ±40 мм, а для диаметрально противоположных точек ± 80 мм. Отклонения при заполненном резервуаре не должны превышать ± 50 мм для двух соседних то­чек и 100 мм для диаметрально противоположных.

Если резервуары эксплуатируются свыше 4 лет, то допускаются сле­дующие отклонения:

• для диаметрально противоположных точек

окрайки днища 150 мм

• для соседних точек нивелирования, расположенных

на расстоянии 6 м друг от друга (местные просадки) 80 мм

• высота хлопуна днища 150 мм

• площадь хлопуна 2 м²

Для получения достоверных величин осадки резервуара необходимо пе­ред нивелированием обязательно проводить проверки геодезического инстру­мента, систематически следить за состоянием реперов, а также за разметкой точек нивелирования на резервуаре.

Нивелировку окрайки днищ стальных вертикальных резервуаров необ­ходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающих в большинстве случаев с вертикальными швами нижнего пояса резервуара. Точки должны быть отме­чены краской красного цвета с указанием номера точки.

Обход резервуара должен быть по часовой стрелке.

При нивелировании окрайки днища обязательно должны нивелироваться фундамент лестницы и фундаменты под запорную арматуру приемных техно­логических трубопроводов, для чего должны быть выбраны в них удобные точки. Точки нивелирования на фундаментах должны быть отмечены и обо­значены на фундаменте лестницы буквой "JI", на фундаменте запорной арма­туры буквой "Т".

3.3. Диагностика технического состояния насосных агрегатов

Насосный агрегат (НА) представляет собой систему, состоящую из осно­вания, фундамента, насоса с приводом в совокупности вспомогательных меха­низмов и устройств. В. процессах диагностики определяется техническое со­стояние всех этих элементов.

Методы и средства технической диагностики НА развиваются в направ­лении определения остаточного ресурса, а также распознавания объекта по со­вокупности признаков, проявляющихся и регистрирующихся в процессе экс­плуатации обслуживания и ремонта.

Для оценки состояния НА применяют следующие показатели:

• стабильность характеристик (Р, Q) и технико-экономических показателей (N, Г|) в рабочем диапазоне и при достижении предельных допустимых режимов;

• уровень вибраций системы "основание-фундамент-агрегат" в процессе эксплуатации;

• температуру подшипников, уплотнений и других узлов;

• эффективность систем маслоснабжения и охлаждения;

• наличие или отсутствие подозрительных шумов и другие.

Изменение характеристик НА происходит в результате износа уплотни-

тельных колец и увеличения внутренней циркуляции перекачиваемой жидко­сти. Износ щелевых и торцовых уплотнений, а также подшипников и валов приводит кроме того к повышенной вибрации НА. При распространении виб­рации по конструктивным элементам агрегатов, когда собственные частоты вибрации отдельных деталей оказываются близкими или равными частям НА, возникают резонансные колебания, представляющие опасность для целостно­сти конструкции и ее элементов, в частности, радиально-упорного подшипни­ка качения и маслопроводов опорных подшипников скольжения.

Вибрация НА в основном низко- и среднечастотная. Источником низко­частотной механической вибрации агрегатов на фундаменте является сила дисбаланса и несоосность валов насоса и двигателя.

Вибрация, вызванная несоосностью валов, приводит к увеличенным на­грузкам на них и на подшипники скольжения, их нагреву и разрушению, рас­шатыванию НА на фундаменте и срезанию анкерных болтов, а в ряде случаев - к нарушению взрывобезопасности электродвигателя.

Система охлаждения должна обеспечить температуру подшипников, не превышающую 60 °С. Чрезмерный нагрев сальников часто бывает связан с тем, что сальник набит слишком туго и масло не может через него просочить­ся. Потери давления в маслосистеме более 0,1 МПа свидетельствуют о том, что масляные фильтры загрязнены и требуют очистки.

Ненормальный шум при работе НА указывает на возникшие неполадки; поэтому его надо остановить для осмотра и ремонта.

Перспективным методом диагностирования работающего НА является контроль за его вибрацией. Определяющим показателем, характеризующим вибрационное состояние агрегата, является величина среднего квадратическо- го значения виброскорости. При оценке состояния НА рекомендовано пользо­ваться следующей таблицей:

Таблица 3.8

Оценка состояния насосного агрегата по величине виброскорости

Величина среднего квадратического значения виброскорости, мм/с	Оценка состояния НА
Не более 2,8	отличное
Свыше 2,8 по 4,5	хорошее
Свыше 4,5 по 7,1	удовлетворительное
Свыше 7,1	недопустимое

Эксплуатация агрегатов допускается при их состоянии не ниже "удовле­творительно". После монтажа, технического обслуживания и ремонта агрегат должен сдаваться в эксплуатацию с оценкой, не ниже "хорошо".

Вибрацию агрегата измеряют и контролируют на всех подшипниковых опорах во взаимноперпендикулярных направлениях: на переднем и заднем подшипнике электродвигателя, и заднем подшипнике насоса в вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала агрегата, на переднем подшипнике насоса - в вертикальном и горизонтально- поперечном.

Вертикальную составляющую вибрации измеряют на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша, горизонтально- поперечную и горизонтально-осевую составляющие вибрации измеряют на уровне вала агрегата напротив середины длины опорного вкладыша.

Вибрацию всех элементов крепления НА к фундаменту измеряют и контролируют в вертикальном направлении. Среднее квадратическое значе­ние виброскорости на элементах крепления НА к фундаменту не должно пре­вышать 2 мм/с.

Вибропреобразователи контрольно-сигнальных средств измерения виб­рации должны быть установлены и закреплены в соответствии с рекоменда­циями завода-изготовителя. Применяется крепление с помощью шпилек, вин­тов, клея, специального магнита. Допускается применение виброщупа.

Для контроля состояния проточной части НА используют эндоскоп. Од­нако он может быть применен только на неработающем агрегате.

Для выявления скрытых дефектов в корпусе НА следует применять ме­тод акустической эмиссии. Применение его для выявления дефектов в роторах затруднено слишком большим спектром акустических шумов.

Широкие возможности для диагностики появляются при ремонте НА и последующих испытаниях. При этом диагностическими признаками служат величины давления, расхода, числа оборотов, температуры и т. д. В период проведения ремонтов и регламентных проверок, в основном, применяют тра­диционные методы диагностирования: внешний и внутренний осмотры, гид­равлические испытания, контроль линейных размеров, все виды контроля ме­талла, виброакустический контроль систем, количественные и качественные анализы смазывающих и рабочих жидкостей систем маслоснабжения и авто­матического регулирования. Объем диагностирования зависит от конструкции и назначения узлов НА. Так, для диагностирования корпуса применяют внеш­ний осмотр, измерение линейных размеров для выявления коробления, магни- топорошковую дефектоскопию для выявления трещин, металлографию, кон­троль механических свойств безобразцовым методом. Сварные швы проверя­ют ультразвуковым методом или гаммаграфией. Роторы при капитальных ре­монтах подвергают осмотрам, цветной дефектоскопии или монографии (для выявления поверхностных трещин), контролю линейных размеров, отсутствия прогибов и соответствия их техническим условиям.