Post on 29-Jan-2021
transcript
MINISTERUL EDUCAȚIEI NAȚIONALE
UNIVERSITATEA TEHNICĂ DE CONSTRUCŢII BUCUREŞTI
ȘCOALA DOCTORALĂ
CONTRIBUŢII LA UTILIZAREA
ECHIPAMENTELOR DE ACHIZIŢIE A
DATELOR SPAŢIALE (3D) ÎN APLICAŢII
DE VERIFICARE ŞI CONTROL A
INSTALAŢIILOR ŞI ECHIPAMENTELOR
INDUSTRIALE
Conducator doctorat:
Prof.univ.dr.ing. JOHAN NEUNER
Doctorand:
Drd.Ing. ŢĂRANU ANDREI FLORIN
București
2018
2
3
Cuvânt înainte
Lucrarea “Contribuţii la utilizarea echipamentelor de achiziţie a datelor spaţiale (3D) în
aplicaţii de verificare şi control a instalaţiilor şi echipamentelor industriale” reprezintă rezultatul
preocupărilor autorului pentru domeniul utilizării sistemelor de scanare laser ca student al Școlii
Doctorale a Universității Tehnice de Construcții București.
Teza a avut ca principal obiectiv investigarea utilizări sistemelor de scanare laser 3D în
activităţi de verificare şi control al instalaţiilor industriale ca şi completare a cercetării autorului
în domeniul scanării laser 3D din cadrul lucrării de Disertație.
Activităţile de documentare şi cercetare s-au desfăşurat în perioada 2014 – 2017, în diverse locaţii
şi cu sprijinul numeroşilor colaboratori care s-au dovedit a fi foarte înţelegători şi care m-au
susţinut în marea majoritate a demersurilor făcute.
Autorul este profund recunoscător conducătorului de doctorat, domnului Prof. Univ. Dr.
ing. Johan Neuner cât şi domnului Peleanu Ion pentru îndrumarea și încurajarea lor extraordinară
din perioada realizării prezentei teze.
Multe mulțumiri prietenilor şi colaboratorilor Andreea Jocea, Cristudor Adrian şi
Alexandru Vişan, pentru indicaţiile și sugestiile lor valoroase din timpul studiului.
În cele din urmă, autorul ar dori să mulțumească familiei pentru susţinere şi înţelegere.
4
CUPRINS
CUPRINS ................................................................................................................................................................... 4 PREFAŢĂ .................................................................................................................................................................. 7 LISTA FIGURILOR ...................................................................................................................................................... 9 LISTA TABELELOR ................................................................................................................................................... 10 LISTA ACRONIMELOR ............................................................................................................................................. 11
11.. NOȚIUNI GENERALE ...................................................................................................................... 13 1.1. Considerații generale ................................................................................................................................ 13 1.2. Justificarea lucrării .................................................................................................................................... 15 1.3. Rezervoare de stocare produse petroliere ................................................................................................. 17
1.3.1. Clasificarea rezervoarelor ............................................................................................................................ 17 1.3.1.a. Poziţia lor faţă de sol: ........................................................................................................................... 17 1.3.1.b. Formă geometrică ................................................................................................................................ 18 1.3.1.c. Tipul capacului ...................................................................................................................................... 18 1.3.1.d. Capacitate de depozitare ..................................................................................................................... 18 1.3.1.e. Natura materialelor din care se execută .............................................................................................. 19 1.3.1.f. Presiunea de depozitare [12] ................................................................................................................ 19
1.3.2. Elemente componente rezervoare de stocare cilindrice verticale .............................................................. 19 1.3.2.a. Fundaţia rezervorului ........................................................................................................................... 20 1.3.2.b. Fundul rezervorului .............................................................................................................................. 20 1.3.2.c. Mantaua rezervorului ........................................................................................................................... 21 1.3.2.d. Capacul rezervorului ............................................................................................................................ 22 1.3.2.e. Dispozitive de siguraţă ......................................................................................................................... 22
1.3.3. Atmosfera explozivă din jurul rezervoarelor de hidrocarburi ..................................................................... 23 1.3.3.a. Clasificarea ariilor periculoase Ex ......................................................................................................... 24
1.4. Echipamente de achiziţie a datelor spaţiale (3D) ........................................................................................ 25 1.4.1. Sisteme de scanare laser 3D ........................................................................................................................ 26
1.4.1.a. Sistemul de deflecţie ............................................................................................................................ 27 1.4.1.b. Măsurarea unghiurilor ......................................................................................................................... 28 1.4.1.c. Măsurarea distanţelor .......................................................................................................................... 28 1.4.1.d. Registrația şi georeferențierea ............................................................................................................ 28 1.4.1.e. Erorile de măsurare ............................................................................................................................. 29
22.. STANDARDE NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALE .................................................................. 32 2.1. Standarde naţionale şi internaţionale pentru proiectare, execuţie şi inspecţie ........................................... 32
2.1.1. Model Code of Safe Practice Part 2: Design, construction and operation of petroleum distribution installations ........................................................................................................................................................... 32 2.1.2. EEMUA 159: Above ground flat bottomed storage tanks - a guide to inspection, maintenance and repair ..................................................................................................................................................................... 33 2.1.3. API Standard 650 Welded Tanks for Oil Storage ......................................................................................... 33 2.1.4. API 653: Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction .............................................................. 34 2.1.5. SR EN 14015: specificaţii pentru proiectarea şi fabricarea rezervoarelor de oţel, sudate, supraterane, cu fund plat, cilindrice, verticale, construite în situ, destinate depozitarii lichidelor la temperatura ambiantă sau superioară .............................................................................................................................................................. 35 2.1.6. SR E 1993-4-2 Eurocod 3 Proiectarea structurilor de oţel partea 4-2: Rezervoare ..................................... 35 2.1.7. C 220-85 Instrucţiuni tehnice privind verificările abaterilor de la forma geometrică şi a calităţii cusăturilor sudate ale rezervoarelor din oţel cilindrice verticale pentru depozitarea ţiţeiului şi a produselor petroliere lichide ............................................................................................................................................................................... 36
2.2. Normative Metrologice ............................................................................................................................. 37
5
2.3. Standarde naţionale şi internaţionale pentru calibrarea rezervoarelor....................................................... 38 2.3.1. ISO 7507-1:2003 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical tanks - Part 1: Strapping method .............................................................................................................................................. 38 2.3.2. ISO 7507-2:2005 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical tanks -- Part 2: Optical-reference-line method .......................................................................................................................... 38 2.3.3. ISO 7507-3:2006 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical tanks -- Part 3: Optical-triangulation method ............................................................................................................................ 39 2.3.4. ISO 7507-4:2010 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical tanks -- Part 4: Internal electro-optical distance-ranging method ............................................................................................. 39 2.3.5. ISO 7507-5:2000 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical tanks -- Part 5: External electro-optical distance-ranging method ............................................................................................ 39 2.3.6. NML 017-05 "Rezervoare de stocare pentru lichide" .................................................................................. 39
33.. VERIFICAREA ŞI INSPECŢIA REZERVOARELOR DE STOCARE ......................................... 41 3.1. Calibrarea rezervoarelor ........................................................................................................................... 41 3.2. Metoda volumetrică ................................................................................................................................. 43 3.3. Metoda mixtă ........................................................................................................................................... 45 3.4. Metoda geometrică .................................................................................................................................. 45
3.4.1. Calibrarea fundului de rezervor ................................................................................................................... 46 3.4.1.a. Metoda celor 96 de suprafeţe egale .................................................................................................... 46 3.4.1.b. Metoda pătratelor ............................................................................................................................... 49
3.4.2. Calibrare corp rezervor ................................................................................................................................ 49 3.4.2.a. Metoda razei medii a virolei ................................................................................................................ 50 3.4.2.b. Metoda suprafeţelor secţiunilor orizontale ......................................................................................... 53
3.4.3. Corecţii ......................................................................................................................................................... 56 3.4.3.a. Corecţia pentru temperatur ă .............................................................................................................. 56 3.4.3.b. Corecţia pentru presiune hidrostatică ................................................................................................. 57 3.4.3.c. Spatii moarte ........................................................................................................................................ 58 3.4.3.d. Corecţii capac flotant .......................................................................................................................... 58 3.4.3.e. Corecţia pentru înclinare ..................................................................................................................... 59
44.. INSPECŢIE REZERVOARELOR DE STOCARE LICHIDE PETROLIERE .............................. 61 4.1. Mecanismul de degradare și modurile de defectare a rezervoarelor .......................................................... 61
4.1.1. Coroziunea ................................................................................................................................................... 61 4.1.1.a. Coroziunea interioara .......................................................................................................................... 62 4.1.1.b. Coroziunea exterioara ......................................................................................................................... 62
4.1.2. Modificarea poziţiei rezervorului ................................................................................................................ 63 4.1.3. Oboseala materialelor ................................................................................................................................. 63
4.2. Evaluarea condiţiei curente - gradul de corodare ....................................................................................... 64 4.2.1. Examinarea sudurilor ................................................................................................................................... 64 4.2.2. Determinarea grosimii de material .............................................................................................................. 64
4.3. Urmarirea comportarii in timp a rezervoarelor .......................................................................................... 64 4.3.1. Tipuri de modificări de poziţie ..................................................................................................................... 65
4.3.1.a. Deplasări şi deformaţii liniare .............................................................................................................. 65 4.3.1.b. Deplasări şi deformaţii unghiulare ....................................................................................................... 67 4.3.1.c. Deplasări şi deformaţii specifice .......................................................................................................... 67
4.3.2. Masurarea tasărilor ..................................................................................................................................... 67 4.3.3. Evaluarea tasării mantelei ........................................................................................................................... 70
4.3.3.a. Tasarea uniformă ................................................................................................................................. 71 4.3.3.b. Înclinarea rigida a rezervorului ............................................................................................................ 71 4.3.3.c. Tasarea perimetrală ............................................................................................................................. 77 4.3.3.d. Deformaţii ale fundului rezervorului ................................................................................................... 82
4.3.4. Evaluarea modificare formă ........................................................................................................................ 83 4.3.4.a. Cilindricitate şi Circularitate ................................................................................................................. 83
6
4.3.4.b. Verticalitate ......................................................................................................................................... 85 4.3.4.c. Înclinare ................................................................................................................................................ 86
55.. STUDIU DE CAZ – CALIBRAREA REZERVOARELOR ............................................................. 87 5.1. Obiectul de studiu ..................................................................................................................................... 87 5.2. Echipamente utilizate: .............................................................................................................................. 88
5.2.1. Nivela optică ................................................................................................................................................ 88 5.2.2. Mira topografica .......................................................................................................................................... 88 5.2.3. Staţie totală ................................................................................................................................................. 88 5.2.4. Laser scanner 3D .......................................................................................................................................... 89
5.3. Achizitie date primare scanare laser 3D ..................................................................................................... 89 5.3.1. Operaţii de teren ......................................................................................................................................... 89 5.3.2. Prelucrarea datelor ...................................................................................................................................... 90
5.4. Determinare stoc mort .............................................................................................................................. 91 5.4.1. Metoda celor 96 de suprafeţe egale ............................................................................................................ 91 5.4.2. Metoda pătratelor ....................................................................................................................................... 92 5.4.3. Analiză comparativă .................................................................................................................................... 94
5.5. Calibrare corp rezervor .............................................................................................................................. 95 5.5.1. Raza medie .................................................................................................................................................. 95 5.5.2. Suprafeţe secţiuni orizontale ....................................................................................................................... 96 5.5.3. Analiză comparativă .................................................................................................................................... 97
5.6. Analiza comparativa tabele de calibrare .................................................................................................... 98
66.. STUDIU DE CAZ – INSPECŢIA REZERVOARELOR .................................................................. 99 6.1. Evaluarea cilindricitate .............................................................................................................................. 99 6.2. Evaluarea circularitate .............................................................................................................................. 99 6.3. Evaluarea verticalitate ............................................................................................................................. 118 6.4. Evaluarea înclinare ................................................................................................................................... 130 6.5. Evaluarea condiţiei curente a fundului de rezervor ................................................................................... 130 6.6. Evaluarea tasării perimetrale a mantalei .................................................................................................. 131 6.7. Evaluarea tasării fundului de rezervor ...................................................................................................... 133
77.. CONCLUZII GENERALE ............................................................................................................... 135 7.1. Consideraţii finale .................................................................................................................................... 135 7.2. Concluzii .................................................................................................................................................. 135 7.3. Contribuţii ............................................................................................................................................... 136 7.4. Perspective de cercetare .......................................................................................................................... 137
BIBLIOGRAPHY ................................................................................................................................. 138
ANEXA 1, HARTA DE INSPECŢIE ...................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ANEXA 2, HARTA DE INSPECŢIE FUND REZERVOR ... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ANEXA 3, PROFILE FUND REZERVOR ............................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
7
PREFAŢĂ
Odată cu realizarea primei sonde petroliere a apărut şi nevoia de stocare a ţiţeiului extras.
Pe măsură ce nevoia de hidrocarburi a crescut, capacitatea de a depozita produsele petroliere în
condiții de siguranță a devenit un factor de creștere important pentru industria petrolieră și a
automobilelor.
Însăşi industria rezervoarelor de stocare își are originea în aceste evenimente care au
modelat societatea actuală.
În cazul rezervoarelor de stocare pentru lichide, activităţile de control şi verificare a
acestora constau în evaluarea condiţiei curente cât şi estimarea duratei de viaţă remanente pentru
exploatarea acestora în condiţii de siguranţă. Factori precum: gradul de inflamabilitate a
substanţelor stocate, pericolul deversărilor accidentale, impactul major asupra mediului
înconjurător, obliga la realizarea activităţii de inspecţie şi control.
Pentru domeniile de interes public: sănătatea şi siguranţa populaţiei, ordinea publică,
protecţia mediului, protecţia drepturilor consumatorilor, perceperea taxelor şi impozitelor,
tranzacţiile şi operaţiunile comerciale, asigurarea securităţii şi apărării naţionale, alte domenii de
interes public, stabilite de Guvern, unde măsurările sau rezultatele incorecte ale determinărilor pot
afecta direct sau indirect viaţa oamenilor sau interesele persoanelor fizice şi/sau juridice este
obligatorie efectuarea verificărilor metrologice conform legislaţiei în vigoare. [1]. Verificarea
metrologică constă în verificarea conformităţii, examinarea, marcarea şi eliberarea unui buletin de
verificare metrologică pentru un sistem de măsurare, care să ateste dacă se încadrează în
toleranţele de măsurare stabilite legale.
Valoarea de achiziţie şi comercializare a lichidelor altele decât apa este una ridicată, ceea
conduce la necesitatea unor determinări foarte exacte, cu erori mici de măsurare. Menţinerea unei
evidente a producţiei precum şi a circulaţiei produselor din industria de petrol şi gaze, impune de
asemenea un nivel de precizie ridicat pentru măsurările efectuate. Mai mult de atât, necesitatea
permanenta pentru modernizarea linilor de producţiei are ca efect creşterea cerinţelor de exactitate
a determinărilor efectuate. Aceste cerinţe au condus la utilizarea echipamentelor de achiziţie a
datelor spaţiale în activităţile de metrologie, inspecţie şi control al echipamentelor şi instalaţiilor
industriale.
Conţinutul lucrării este împărţit în 7 capitole, care prezintă situaţia actuală la nivel naţional
şi internaţional, precum şi cercetările autorului din domeniu, după cum urmează:
8
În capitolul 1 "Noțiuni generale" sunt prezentate noţiunile introductive privind rezervoarele,
clasificarea acestora, definirea elementelor componente, clasificarea atmosferei explozivă din
jurul rezervoarelor cât şi prezentarea echipamente de achiziţie a datelor spaţiale (3D).
În capitolul 2 "Standarde naţionale şi internaţionale" sunt prezentate reglementările pentru
proiectare, execuţie şi inspecţie, normative metrologice cât şi standarde naţionale şi internaţionale
pentru calibrarea rezervoarelor.
În capitolul 3 "Verificarea şi inspecţia rezervoarelor de stocare" sunt prezentate metodele utilizate
pentru calibrarea rezervoarelor şi corecţiile utilizate pentru întocmirea tabelei de calibrare.
În capitolul 4 "Inspecţie rezervoarelor de stocare lichide petroliere" este prezentat mecanismul de
degradare și modurile de defectare a rezervoarelor, sunt enumerate modalităţile de evaluarea
condiţiei curente şi urmărirea comportării în timp a rezervoarelor.
În capitolul 5 "Studiu de caz – calibrarea rezervoarelor" sunt prezentate rezultatele metodelor
utilizate pentru calibrarea rezervoarelor şi analiză comparativă a tabelelor de calibrare obţinute
prin diferite metode.
În capitolul 6 "Studiu de caz - inspecţia rezervoarelor " sunt prezentate rezultatele evaluării
condiţiei curente a rezervoarelor prin evaluarea abaterilor de la: cilindricitate, circularitate,
verticalitate, cât şi evaluarea condiţiei curente a fundului de rezervor şi tasarea perimetrală a
mantalei.
În capitolul 7 "Concluzii generale " sunt prezentate concluziile tezei şi perspectivele de cercetare.
9
LISTA FIGURILOR
Figura 1.1. Rezervoare Portul Apra, Guam, 2002 [2] .................................................................. 13
Figura 1.2 Încendiu Buncefield [7] .............................................................................................. 14
Figura 1.3 Proiect vs Executie ...................................................................................................... 16
Figura 1.4 Rezervoare cilindrice verticale [11] ........................................................................... 17
Figura 1.5 Rezervoare cilindrice orizontale [11] ......................................................................... 18
Figura 1.6 Rezervoare sferice si sferoidal [11] ........................................................................... 18
Figura 1.7 Presiunea de stocare in cazul rezervoarelor cilindrice verticale [13] ......................... 19
Figura 1.8. Elemente componente ale unui rezervor de stocare lichide petroliere [11] .............. 20
Figura 1.9 Fundaţia pe pat elastic cu inel de beton [11] .............................................................. 20
Figura 1.10 Sorb pentru evacuara apei decantate [14] ................................................................. 21
Figura 1.11 Tipuri constructive de mantale ................................................................................. 21
Figura 1.12 Roluirea une virole [15] ............................................................................................ 22
Figura 1.13 Triunghiul exploziei [18] ......................................................................................... 24
Figura 1.14 Exemplu de zonare Ex rezervor vertical [18] .......................................................... 25
Figura 1.15 Principiul scanarii laser terestre [21] ....................................................................... 26
Figura 1.16 Oglindă monogon [22] .............................................................................................. 27
Figura 1.17 Registraţie [24] ........................................................................................................ 29
Figura 1.18 Georeferenţiere [24] ................................................................................................. 29
Figura 1.19 Margini mixte [25] ................................................................................................... 30
Figura 2.1 Lanţ de trasabilitate metrologică [36] ........................................................................ 37
Figura 3.1 Caracteristici tehnico-metrologie ale rezervoarelor [41] ............................................ 42
Figura 3.2 Volumele rezervoarelor .............................................................................................. 43
Figura 3.3 Distribuţia suprafeţelor egale ...................................................................................... 46
Figura 3.4 Distribuţie puncte măsurate ........................................................................................ 50
Figura 3.5 Distribuţie sectiuni orizontale ..................................................................................... 53
Figura 3.6 Geometrizare ............................................................................................................... 54
Figura 3.7 Elementele necesare evaluarii geometrizarii .............................................................. 55
Figura 3.8 Suprafaţa cercului şi suprafaţa obţinută din însumarea triunghiurilor ........................ 56
Figura 3.9 Înclinare rezervor ........................................................................................................ 60
Figura 4.1 Coroziunea în puncte [43] ........................................................................................... 62
Figura 4.2 Îmbinarea manta-fund rezervor [14] .......................................................................... 63
Figura 4.3 Deplasare şi deformaţie [45] ....................................................................................... 65
Figura 4.4 Tasare şi bombare [45] ............................................................................................... 66
Figura 4.5 Săgeată [45] ................................................................................................................ 66
Figura 4.6 Înclinare [45]............................................................................................................... 66
Figura 4.7 Tipuri de tasari ale rezervoarelor [14] ........................................................................ 68
Figura 4.8 Puncte de masurat exterioare rezervor [28] ................................................................ 69
Figura 4.9 Puncte de masurat interior rezervor [28] .................................................................... 70
Figura 4.10 Componente tasarii rezervoarelor [28] ..................................................................... 70
Figura 4.11 Reprezentarea grafica a tasarii rezervorului [28] ...................................................... 72
Figura 4.12 Planul de înclinare nu poate fi reprezentat de o cosinusoidă [28] ............................ 74
Figura 4.13 Planul de înclinare reprezentat de o cosinusoidă [28] .............................................. 75
Figura 4.14 Tasarea perimetrală [28] ........................................................................................... 77
Figura 4.15 Corecţii pentru tasarea perimetrală [28] ................................................................... 78
Figura 4.16 Unghiul de sudură al tabelor fundului de rezervor [28] ............................................ 79
Figura 4.17 Deformaţii ale fundului de rezervor [13] .................................................................. 80
Figura 4.18 Toleranţe tasări pentru table fundului cu suduri paralele cu mantaua [28] .............. 80
10
Figura 4.19 Toleranţe tasări pentru table fundului cu suduri perpendiculare pe manta [28] ...... 81
Figura 4.20 Deformaţii ale fundului de rezervor [28] .................................................................. 82
Figura 4.21 Toleranţa pentru înclinarea rezervorului [13] ........................................................... 86
Figura 5.1 Rezervor R4 ................................................................................................................ 87
Figura 5.2 Poziţii de scanare ........................................................................................................ 90
Figura 5.3 Calcul volum mort ...................................................................................................... 93
Figura 5.4 Metoda patratelor impact rezoluţie ............................................................................. 94
Figura 5.5 Raza medie calculată cu datele obţinute cu staţia totală – scanner 3D ....................... 96
Figura 5.5 Suprafaţa secţiuni orizontale ....................................................................................... 96
Figura 6.1 Abatere de la cilindricitate .......................................................................................... 99
Figura 6.2 Abatere de la circularitate Virola 1- Sudura colt +300 mm ...................................... 101
Figura 6.3 Abatere de la circularitate Virola 1 - Sudura virola 1 – virola 2 -300 mm .............. 102
Figura 6.4 Abatere de la circularitate Virola 2 - Sudura virola 1 – virola 2 +300 mm .............. 104
Figura 6.5 Abatere de la circularitate Virola 2 - Sudura virola 3 – virola 2 -300 mm ............... 105
Figura 6.6 Abatere de la circularitate Virola 3 - Sudura virola 2– virola 3 +300 mm ............... 107
Figura 6.7 Abatere de la circularitate Virola 3 - Sudura virola 4 – virola 3 -300 mm ............... 108
Figura 6.8 Abatere de la circularitate Virola 4 - Sudura virola 3 – virola 4 +300 mm .............. 110
Figura 6.9 Abatere de la circularitate Virola 4 - Sudura virola 5 – virola 4 -300 mm ............... 111
Figura 6.10 Abatere de la circularitate Virola 5 - Sudura virola 4 – virola 5 +-300 mm ........... 113
Figura 6.11 Abatere de la circularitate Virola 5 - Sudura virola 6 – virola 5 -300 mm ............. 114
Figura 6.12 Abatere de la circularitate Virola 6 - Sudura virola 5 – virola 6 +300 mm ............ 116
Figura 6.13 Abatere de la circularitate Virola 6 - Sudura virola 6 – capac -300 mm ................ 117
Figura 6.14 Abatere de la verticalitate secţiunea 1-7 ................................................................. 119
Figura 6.15 Abatere de la verticalitate secţiunea 2-8 ................................................................. 121
Figura 6.16 Abatere de la verticalitate secţiunea 3-9 ................................................................. 123
Figura 6.17 Abatere de la verticalitate secţiunea 4-10 ............................................................... 125
Figura 6.18 Abatere de la verticalitate secţiunea 5-11 ............................................................... 127
Figura 6.19 Abatere de la verticalitate secţiunea 6-12 ............................................................... 129
Figura 6.20 înlicnare R04 ........................................................................................................... 130
Figura 6.21 Evaluare situaţie curentă fund rezervor .................................................................. 131
Figura 6.22 Unghi sudura tabla fund si manta rezervor ............................................................ 132
Figura 6.23 Evaluarea tasării fundului de rezervor .................................................................... 133
LISTA TABELELOR
Tabel 1.1 Probabilitatea şi durata atmosferei explozive .............................................................. 25
Tabel 3.1 Lungime segmente ....................................................................................................... 47
Tabel 3.2 Număr minim de puncte ţinta [40] ............................................................................... 50
Tabel 4.1 Toleranţele pentru abaterea de circularitate ................................................................. 77
Tabel 4.2 Toleranţele pentru abaterea de circularitate ................................................................. 85
Tabel 4.3 Abateri de verticalitate a mantalei pentru rezervoare cu capac fix .............................. 85
Tabel 4.4 Abateri de verticalitate a mantalei pentru rezervoare cu capac flotant ........................ 86
Tabel 5.1 Raport registraţie .......................................................................................................... 90
Tabel 5.2 Lungime segmente ....................................................................................................... 91
Tabel 5.3 Cote puncte fund rezervor ............................................................................................ 92
Tabel 5.4 Diferenţe de nivel ......................................................................................................... 92
Tabel 5.5 Valorile stocului mort determinate prin metoda pătratelor .......................................... 93
11
Tabel 5.6 Analiză comparativă fund rezervor .............................................................................. 94
Tabel 5.7 Analiză comparativă metoda razei medii ..................................................................... 95
Tabel 5.8 Caracteristici tehnice echipamente de măsurare .......................................................... 95
Tabel 5.9 Analiză comparativă metoda razei medii – metoda suprafeţelor ................................. 97
Tabel 5.10 Analiză comparativă metoda razei medii – metoda suprafeţelor impact volum brut 97
Tabel 5.11 Analiză comparativă tabele de calibrare .................................................................... 98
Tabel 6.1 Abatere circularitate virola 1 ...................................................................................... 100
Tabel 6.2 Abatere circularitate virola 2 ...................................................................................... 103
Tabel 6.3 Abatere circularitate virola 3 ...................................................................................... 106
Tabel 6.4 Abatere circularitate virola 4 ...................................................................................... 109
Tabel 6.5 Abatere circularitate virola 5 ...................................................................................... 112
Tabel 6.6 Abatere circularitate virola 6 ...................................................................................... 115
Tabel 6.7 Abatere de la verticalitate secţiunea 1-7 .................................................................... 118
Tabel 6.8 Abatere de la verticalitate secţiunea 2-8 .................................................................... 120
Tabel 6.9 Abatere de la verticalitate secţiunea 3-9 .................................................................... 122
Tabel 6.10 Abatere de la verticalitate secţiunea 4-10 ................................................................ 124
Tabel 6.11 Abatere de la verticalitate secţiunea 5-11 ................................................................ 126
Tabel 6.12 Abatere de la verticalitate secţiunea 6-12 ................................................................ 128
Tabel 6.13 Deformatii locale ale fundului de rezervor .............................................................. 130
Tabel 6.14 Tasarea perimetrală .................................................................................................. 132
Tabel 6.15 Caracteristici rezervor .............................................................................................. 133
Tabel 6.16 Evaluare tasare fund ................................................................................................. 133
LISTA ACRONIMELOR
ISO : Internaţional Organization for Standardization
INM : Institutul Naţional de Metrologie
ASRO : Asociaţia de Standardizare din Romania
VIM : Vocabular internaţional de metrologie
NML : Norma de Metrologie Legala
HD : Distanta orizontala
SD : Distanta inclinata
VA : Unghi vertical
HA : Unghi orizontal
BRML : Biroul Roman de Metrologie Legala
LCF : Oboseala la un numar redus de cicluri (Low Cycle Fatigue)
NDT : Examinare nedistructivă
C 220-85 : instrucţiuni tehnice privind verificările abaterilor de la forma geometrică şi a
calităţii cusăturilor sudate ale rezervoarelor din oţel cilindrice verticale pentru
depozitarea ţiţeiului şi a produselor petroliere lichide
12
EEMUA : Publication 159 : Engineering Equipment and Material Users Association - Above
ground flat bottomed storage tanks - a guide to inspection, maintenance and repair
API : American Petroleum Institute
API 653 : American Petroleum Institute - Tank Inspection, Repair, Alteration, and
Reconstruction
API 650 : American Petroleum Institute - Welded Steel Tanks for Oil Storage
VIM : Vocabular International de Metrologie
EODR : Electro Optical Distance Ranging
13
11.. Noțiuni generale
1.1. Considerații generale
Domeniul instalaţiilor şi echipamentelor industriale este unul vast, complex cu multe
utilizări în ramurile activităţilor economice. Din totalitatea echipamentelor care aparţin categoriei
de instalaţii şi echipamente industriale, de interes pentru prezenţa teza de doctorat îl reprezintă
instalaţiile din domeniul petrochimiei, şi anume rezervoarele de stocare a produselor petroliere.
În general, din punct de vedere funcţional, rezervoarele îndeplinesc pe lângă funcţia de
stocare şi cea de echipament de măsurare pentru măsurări statice de volum. Din punct de vedere
metrologic, rezervoarele sunt considerate mijloace de măsurare, pentru care sunt definite erorile
de măsurare funcţie de metoda utilizată pentru calibrarea acestora.
Rezervoarele de stocare a produselor petroliere sunt componente importante ale instalațiilor
industriale cu impact major asupra activităţilor cotidiene. În istoria recentă exista numeroase
incidente în care rezervoarele de stocare au cedat în urma unui cutremur, incendiu, dezastre
naturale sau ca urmare a unei utilizări deficitare care a condus la uzarea prematură şi la scăderea
duratei de viaţa a acestora.
Figura 1.1. Rezervoare Portul Apra, Guam, 2002 [2]
14
Un studiu care acoperă o perioadă de zece ani (1990-2000) a subliniat faptul că numărul
de accidente la instalațiile de depozitare pe termen lung a rămas relativ constantă. Dintre cele 312
de accidente care au avut loc în bazinele tancurilor examinate în această perioadă, s-a constatat că
55 % au fost din cauza cedării rezervorului [3].
Rezervoarele de depozitare din rafinăriile și fabricile chimice conțin volume mari de
substanțe inflamabile și chimicale periculoase. Un accident mic poate conduce la daune materiale
grave, întreruperea activităţii şi pierderi de vieții omeneşti.
La nivel european, defectarea rezervoarelor a provocat accidente de muncă grave cu pierderi de
vieţi omeneşti şi pagube materiale importante, Toulouse în Franţa (2001) [4], Puertollano în
Spania [5], Buncefield în Regatul Unit (2005) [6].
Figura 1.2 Încendiu Buncefield [7]
Unul din cele mai mari accidente s-a produs la depozitul de stocare produse petroliere din
Buncefield, Regatul Unit, la datat 11 decembrie 2005, acesta a atras atenția internațională asupra
riscurilor grave asociate cu incendiile din depozitele de stocare produse petroliere. Focul a cuprins
23 de rezervoare și a fost cel mai mare incendiu pe timp de pace din Europa. Economic, incidentul
a produs o pagubă de de aproximativ 1 miliard de lire sterline şi a survenit ca urmare a deversării
de produs apărut din cauza cedării unui rezervor, ceea ce a condus la formarea unui nor de vapori
care ulterior a fost aprins. [6] [8]
15
O trecere în revistă a 242 de accidente ale rezervoarelor de stocare, realizată de Chang și
Lin în 2006, care au avut loc în instalațiile industriale din ultimii 40 de ani au arătat că 74% din
accidente au avut loc în rafinării petroliere, terminale de petrol sau depozitare [9] [8]. Focul și
explozia reprezintă 85% din accidentele, au existat 80 de accidente (33%) cauzate de fulgere și 72
(30%) cauzate de erori umane, inclusiv operațiuni și întreținere proaste. Cele mai multe dintre
aceste accidente ar fi fost evitate dacă în faza de proiectare, construcție, întreținere și exploatare
s-ar fi ţinut cont de un plan de securitate şi siguranța a operării [8].
Principalele cauze de ordine mecanică ale cedării rezervoare sunt coroziunea avansată,
ceea ce poate conduce la cedarea mantalei rezervorului sub eforturile de presiune hidrostatică,
deplasare fundaţiei că urmare a infiltraţilor sau cedarea capacului rezervorului.
1.2. Justificarea lucrării
Mărimea și complexitatea instalațiilor industriale, împreună cu natura produselor utilizate,
ridică necesitatea efectuării unei analize şi a controlului riscurilor implicate. Rezervoarele
cilindrice verticale pentru stocare produse petroliere utilizate la nivel internaţional în depozitele
de tranzit, rafinării, rezervele statului ș.a.m.d. au o mare importanţă strategică şi trebuie să
funcţioneze chiar şi în caz de calamităţi naturale, război etc.
La nivel internaţional există numeroase accidente care au condus la implementarea unor
noi reguli de securitate cum ar fi directiva Seveso, ca urmare a incidentului din Seveso în Italia
din (1976) [10].
Dacă în privinţa instrumentaţiei specifice rezervoarelor, s-au făcut progrese prin
implementarea obligatorie a numeroaselor mecanisme de protecţie, cum ar fi supape mecanice de
respiraţie, supape de securitate hidraulică, opritori de flăcări, indicatori de nivel de tip radar,
senzori de preaplin etc., în cazul determinărilor necesare activităţilor de calibrare a rezervoarelor,
a investigării situaţiei curente şi a estimării duratei de viaţă remanente, inexistenta unor
reglementări permite utilizarea unor metodelor învechite de măsurare, care nu sunt capabile să
surprindă în totalitatea lor modificările survenite.
În prezent activităţile de inspecţie pentru evaluarea condiţiei curente a rezervoarelor consta în
evaluarea sudurilor şi grosimea foilor de tablă care alcătuiesc virolele şi fundul rezervoarelor,
neglijându-se abaterile de la formă geometrică proiectată şi evaluarea deformaţilor suferite pe
parcursul utilizării.
16
Un domeniu care poate fi îmbunătăţit îl reprezintă activitatea de calibrare, obligatorie în
cazul rezervoarelor care sunt utilizate în tranzacţii fiscale cât şi determinarea duratei de viaţă
remanente.
Figura 1.3 Proiect vs Executie
Operațiunile desfăşurate în terminale de depozitare produse petroliere, rafinării, combinate
chimice, constau, în principal, în recepționarea, stocarea şi descărcarea produselor petroliere prin
legăturile de aprovizionare şi/sau distribuţie către rampe de încărcare/descărcarea auto, cale ferată,
fluviale, maritime.
Principalele cauze din cauza cărora se produc majoritatea accidentelor în care sunt implicate
rezervoare de stocare produse petroliere sunt următoarele:
- Eroarea de operator
- Rezervoarele sunt supraîncărcate
- Supapele rămase deschise
- Lipsa monitorizării produselor
- Potențiale problemele nu sunt recunoscute
- Întreținerea precară a instalaţiilor
- Instalații slab proiectate sau instalate necorespunzător
17
- Facilitatea situată în zona cu potenţial de inundații, alunecări de teren
- Conducte instalate fără a lua în considerare zona de trafic
- Lipsa digurilor de retenţie din jurul rezervoarelor
- Degradarea digurilor de retenţie şi incapacitatea de a menţine conţinutul din rezervor plus
10% pentru precipitațiile locale
Utilizarea scanării laser 3D poate evalua toate riscurile asociate cauzelor descrise mai sus
prin măsurători exacte a întregului amplasament, printr-o evaluare completă şi o simulare în caz
de accident. În prezent, tehnologia scanării laser 3D ajunsă la maturitate poate fii utilizată pentru
evaluarea riscurilor, realizarea tabelei de calibrare, investigarea condiţiei curente cât şi a
determinării duratei de viaţă remanente.
1.3. Rezervoare de stocare produse petroliere
Clasificarea rezervoarelor
Clasificarea rezervoarelor poate fi făcută după următoarele criterii:
1.3.1.a. Poziţia lor faţă de sol:
- Supraterane, rezervoare care au fundaţia pe sol, precum şi rezervoarele îngropate la o
adâncime mai mică decât jumătatea acestora
- Îngropate, rezervoare care sunt îngropate o adâncime mai mare decât jumătatea înălţimii
acestora, fără că nivelul maxim al produsului depozitat să depăşească înălţimea de 2m faţă
de nivelul solului.
- Subterane, rezervoare în care nivelul maxim posibil al produsului depozitat se afla cu 0,2
m sub nivelul solului.
Figura 1.4 Rezervoare cilindrice verticale [11]
.
18
Figura 1.5 Rezervoare cilindrice orizontale [11]
1.3.1.b. Formă geometrică
Funcţie de formă geometrică, rezervoarele se pot clasifica în:
- Cilindrice, care la rândul lor pot fi orizontale sau verticale.
- Sferice
- Sferoidale
- Paralelipipedice
- Forme speciale
Figura 1.6 Rezervoare sferice si sferoidal [11]
1.3.1.c. Tipul capacului
Capacele rezervoare pot fi:
- capac fix
- capac flotant
1.3.1.d. Capacitate de depozitare
Funcţie de capacitatea de depozitare a rezervoarele, acestea se clasifica astfel:
- Rezervoare de capacitate mică, până la 100 m3
- Rezervoare de capacitate medie şi mare, cu o capacitate cuprinsă între 100 şi 50.000 m3
- Rezervoare de capacitate foarte mare, peste 50.000 m3
19
1.3.1.e. Natura materialelor din care se execută
Funcţie de natură materialelor din care se execută rezervoarele, acestea se clasifica astfel:
- Rezervoare metalice, care pot fi sudate sau nituite
- Rezervoare nemetalice, rezervoare realizate din materiale precum beton, fibră de sticlă,
materiale plastice
1.3.1.f. Presiunea de depozitare [12]
Funcţie de presiunea interioară maxima din rezervoare acestea se clasifica astfel:
- Rezervoare de stocare la presiune atmosferică (+10/-2.5 mbar, pentru rezervoarele cindrice
verticale)
- Rezervoare de presiune joasa (+25/-6 mbar pentru rezervoarele cindrice verticale)
- Rezervoare de presiune ridicată (+60 mbar/-6mbar pentru rezervoarele cindrice verticale)
Figura 1.7 Presiunea de stocare in cazul rezervoarelor cilindrice verticale [13]
Elemente componente rezervoare de stocare cilindrice verticale
Rezervoarele cilindrice verticale sunt cele mai utilizate tipuri de rezervoare, aceasta
datorându-se costului scăzut de realizare cât şi uşurinţa fabricării. Rezervorul este alcătuit din
patru părţi componente: fundaţia, fundul, mantaua cilindrică şi capacul. În funcţie de destinaţie,
acesta poate fi echipat cu diverse echipamente care să satisfacă cerinţele activităţilor pentru care
a fost realizat.
20
Figura 1.8. Elemente componente ale unui rezervor de stocare lichide petroliere [11]
1.3.2.a. Fundaţia rezervorului
Are rolul de a prelua solicitările transmise de greutatea rezervorului cât şi de greutatea
produsului stocat şi de a asigura o poziţie stabilă. Fundaţia rezervorului diferă în funcţie de tipul
solului de fundare cât şi de natură produsului care urmează a fi stocat, şi se împart în trei categorii:
- Fundaţii pe pat elastic normal
- Fundaţii pe pat elastic înalt
- Fundaţii pe pat elastic cu inel de beton
Figura 1.9 Fundaţia pe pat elastic cu inel de beton [11]
1.3.2.b. Fundul rezervorului
Este alcătuit din mai multe table de oţel a căror îmbinare poate diferii şi a cărui formă
trebuie să permită colectarea apei decantate din produsul stocat. Fundul rezervorului aşezat pe un
strat elastic de nisip tasat pe întreaga suprafaţă din interior a fundaţiei de beton. Rezervoarele care
au o capacitate mai mică deca 70 m3 se pot aşeza numai fundaţii cu suprafaţa plană [11].
21
Figura 1.10 Sorb pentru evacuara apei decantate [14]
1.3.2.c. Mantaua rezervorului
Este de formă cilindrică şi este alcătuită din mai multe rânduri de virolele a căror îmbinare
şi grosime poate varia.
Funcţie de tipul modalităţii de îmbinare, mantaua poate fi clasificată în 3 categorii:
- Manta cu virola sudate cap la cap - (a)
- Manta cu virole sudate telescopic - (b)
- Manta cu virole sudate suprapuse - (c)
c)b)a)
Figura 1.11 Tipuri constructive de mantale
Grosimea tablelor poate varia pe înălţimea mantalei, având o valoare mai mare spre baza
rezervorului pentru a compensa eforturile suplimentare cauzate de presiunea hidrostatică. Mantaua
cilindrică poate fi executată prin roluire sau tola cu tola.
22
Figura 1.12 Roluirea une virole [15]
1.3.2.d. Capacul rezervorului
Poate fi plat, sferic sau conic şi trebuie să permită scurgerea apelor pluviale sau provenite
din topirea zăpezii. Pentru rezervoarele a căror capacitate este mai mică de 100 m3, panta capacului
poate varia în intervalul 1/5 – 1/20. Capacul trebuie proiectat să reziste la variaţii de temperatură
şi presiune interioară. Capacele rezervoarelor cilindrice verticale pot fi fixe sau flotante.
Capacele fixe aduc în componenţa rezervoarelor, elemente de susţinere precum
semifermele servesc la susţinerea capacului.
Capacele flotante sunt utilizate pentru rezervoarele care stochează produse volatile din
necesitatea de a reduce evaporările.
1.3.2.e. Dispozitive de siguraţă
Conform normativelor în vigoare, rezervoarele de stocare produse petroliere trebuie să fie
echipamente cu diferite dispozitive de siguranţă, acestea având rol de protecţie şi monitorizare al
rezervorului.
Cuva de retenţie, fiecare rezervor sau ansamblu de rezervoare de stocare din lichide trebuie
asociat unei cuve de reținere în care rezervoarele să se află la distanțe relative de siguranță.
Amplasarea rezervoarelor supraterane ce lucrează la presiunea atmosferică se face în cuve
îndiguite, distanța dinre ele depinzând de volum, diametru și natura produsului. Distanța de
siguranță dintre rezervoarele vecine se măsoară în plan orizontal între mantalele acestora, luându-
se în considerare cazul cel mai defavorabil. [16]
Dispozitive de preaplin, acesta are rolul de a semnala si opri procesul de transvazare in cazul in
care se depaseste capacitatea de stocare a rezervorului.
23
Supapa mecanică de respiraţie, are rolul acestora este pentru protecţia rezervoarelor,
împotriva suprapresiunilor şi vacuumurilor ale căror valori depăşesc limitele indicate de
proiectantul rezervorului [11]. Acest tip de supape asigura protecţia rezervoarelor pentru respiraţia
“mică” şi “marea” a rezervoarelor, funcţionând pe principiul închiderii şi deschiderii clapetelor,
sub acţiunea forţei de presiune, respectiv a greutăţii proprii.
Supapa de securitate hidraulică, are rolul de a proteja rezervoarele în cazul defectării
supapelor de respiraţie sau atunci când capacitatea de evacuare a supapelor de respiraţie se
dovedeşte insuficientă pentru echilibrarea presiunii din spaţial de gaze-vapori.
Opritoare de flăcări, sunt dispozitive ce au rolul de a împiedica propagarea în interiorul
rezervoarelor a flăcării sau scânteilor.
Gura de vizitare, este amplasată pe prima virolă a mantalei cilindrice, şi are rolul de a
permite permite accesul în interiorul rezervorului pentru pentru activităţi de control, inspecţie,
curăţare sau reparaţie.
Racorduri de încărcare-descărcare care au rolul de conecta rezervorul la instalaţiile de
transvazare şi transport a produselor stocate.
Instalaţiile de încălzire a rezervoarelor au rolul de a creşte temperatura produsului în scopul
reducerii vâscozităţilor. Încălzitoarele pot diferii în funcţie de caracteristicile tehnice ale
produsului stocat şi pot fii interioare sau exterioare.
Atmosfera explozivă din jurul rezervoarelor de hidrocarburi
Mecanismul producerii exploziilor de gaze, vapori sau ceţuri inflamabile/aer poate fi
simbolizat prin triunghiul exploziei din care se observa ca explozia poate surveni ori de câte ori
sunt îndeplinite simultan trei condiţii [17]:
- prezenţa carburantului (gaze, vapori, prafuri /pulberi, ceţuri combustibile);
- prezenţa comburantului (oxigen, substanţe oxidante);
- sursa de iniţiere eficientă pentru asigurarea activării moleculelor în vederea iniţierii şi
propagării reacţiei de ardere rapidă. [17]
24
Figura 1.13 Triunghiul exploziei [18]
Atmosfera explozivă este definită prin HG nr. 752/2004 ca fiind amestecul cu aerul, în
condiții atmosferice, a substanțelor inflamabile sub formă de gaze, vapori, ceață sau pulberi în
care, după ce s-a produs aprinderea, combustia se propagă în întregul amestec nears. [16]
1.3.3.a. Clasificarea ariilor periculoase Ex
Este metoda de analiza si clasificare utilizată pentru a identifica zonele în care este probabil
să existe concentrații inflamabile de gaze sau de vapori care sa conduca la formarea unor atmosfere
explozive gazoase
Scopul este de a reduce la un nivel acceptabil minim probabilitatea ca o atmosferă
inflamabilă să coincidă cu o sursă electrică sau de altă sursă de aprindere.
Clasificarea ariilor periculoase trebuie efectuată de persoane care cunosc proprietăţile
materialelor inflamabile, procedeele şi echipamentele, prin consultarea, ori de câte ori este
necesar, a personalului de securitate, a electricienilor şi a altor specialişti din domeniu [19].
Conform EN 60079-10-1:2009 Atmosfere explozive. Partea 10-1: Clasificarea ariilor se
defeinesc urmatoare zone [18]:
- zone: Ariile periculoase sunt clasificate în zone, în funcţie de frecvenţa apariţiei şi durata
prezenţei unei atmosfere explozive gazoase, după cum urmează:
- zona 0: Arie în care este prezentă în permanenţă, sau pe perioade lungi de timp o atmosferă
explozivă gazoasă.
- zona 1: Arie în care este probabilă apariţia unei atmosfere explozive gazoase în funcţionare
normală.
- zona 2: Arie în care nu este probabilă apariţia unei atmosfere explozive gazoase la
funcţionarea normală şi în care, dacă totuşi apare, este probabil să apară numai rareori şi
doar pentru o perioadă scurtă de timp
25
Cum nu exista o regulă exactă referitoare la prezenţa atmosferei explozive (durata şi
probabilitate) în raport cu zonele clasificate Ex (0,1,2), pot fi luate în considerare datele din tabelul
de mai jos.
Tabel 1.1 Probabilitatea şi durata atmosferei explozive
Clasificarea ariei periculoase
(zona)
Probabilitatea - P
[an-1]
Durata - t
[ore /an]
0 P > 10-1 > 1000 h / an
1 10-1 > P > 10-3 10 ÷ 1000 h / an
2 10-3 > P > 10-5 < 10 h / an
Figura 1.14 Exemplu de zonare Ex rezervor vertical [18]
1.4. Echipamente de achiziţie a datelor spaţiale (3D)
Alegerea echipamentelor de măsurare se face funcţie de tipul, natura şi particularităţile
mărimilor pentru care se doreşte a se determina o valoarea în raport cu un referenţial. Pentru
obţinerea unor măsurători 3D este necesar a se determina unghiul orizontal, unghiul vertical şi
distanţa dintre sistemul de măsurare şi obiectul măsurat.
Dezvoltarea tehnici de măsurare a condus la înlocuirea panglicilor, ruletelor şi a
teodolitului cu echipamente de măsurare electronice precum staţia totală sau sisteme de scanare
laser 3D. Prin utilizarea unei fotodiode emiţătoare de lumină pentru măsurarea distanţelor şi
26
realizarea măsurătorilor unghiulare prin scanarea electrooptică a codurilor de bare digitale gravate
pe cilindrii sau discurile din sticlă rotative din cadrul instrumentelor să făcut tranziţia de la teodolit
la staţia totală.
La sfârșitul anilor 1970 și începutul anilor 1980, unii dintre producătorii europeni de
teodolite au încercat primele lor proiecte realizare a stațiilor totale. În unele dintre aceste modele
au fost incluse și primele încercări de colectare şi stocare a datelor electronic.
Următoarea etapă din dezvoltarea staţiilor totale a fost automatizarea acestora, care a
condus la apariţia a două noi tipuri de echipamente: staţia totală robotizata şi sistemele de scanare
laser 3D. O stație totală robotizata este un instrument electrooptic utilizat pentru efectuarea de
măsurători unghiulare şi distanţa care poate fi controlată de la distanţă şi poate fi programată
pentru realizarea măsurătorilor în mod automat. Un scanner 3D este un dispozitiv care analizează
un obiect sau un mediu din lumea reală pentru a colecta date despre formă și, eventual, aspectul
acestuia (de exemplu, culoarea). Datele colectate pot fi apoi folosite pentru a construi modele
digitale tridimensionale.
Sisteme de scanare laser 3D
Scanarea laser terestră este cea mai precisă metodă de determinare a modelelor 3D în teren
şi constă în devierea unei raze laser, prin intermediul unei oglinzi (prin baleiere sau rotaţie),
reflectarea razei laser de pe suprafaţa obiectului măsurat şi receptarea razei laser reflectate [20].
Figura 1.15 Principiul scanarii laser terestre [21]
27
Rezultatul scanării laser 3D îl reprezintă un set de puncte a căror poziţie este cunoscută într-un
sistem de coordonate şi poată denumirea de nor de puncte. Pentru fiecare punct se mai mai poate
determina, în funcţie de capabilităţile sistemului de măsurare utilizat intensitatea razei laser cât şi
valori RBG.
În procesul de măsurare, un sistem de scanare laser 3D terestru are următoarele
componente:
- Sistemul de deflecţie
- Sistemul de măsurare a distanţelor
- Sistemul de măsurare a unghiurilor
1.4.1.a. Sistemul de deflecţie
Abilitatea echipamentelor de scanare laser 3D de a măsura mai multe puncte din aceeaşi
staţie de scanare se datorează sistemului care baleiază raza laser pe direcţiile verticală şi orizontală.
Figura 1.16 Oglindă monogon [22]
În funcţie de tipul oglinzii utilizate exista 3 tipuri de sisteme:
- Sistem de oglinzi oscilante - Raza laser este deflectată orizontal şi vertical cu ajutorul a
două oglinzi, fiecare având un unghi de înclinare independent şi definitoriu pentru poziţia
undei, capul scaner rămâne staţionar în timpul de achiziţie al datelor [20].
- Oglinda oscilantă rotativă - Raza laser este deflectată vertical de către oglindă şi orizontal
este ghidată cu ajutorul unui sistem de tip servo-motor care îi permite scanerului să se
rotească în cantităţi mici, pas cu pas, in jurul axei sale verticale [20].
28
- O oglindă monogon este o oglindă dreaptă cu o singură suprafaţă reflectantă centrată pe
axa de rotaţie [20].
1.4.1.b. Măsurarea unghiurilor
Pentru măsurarea unghiurilor orizontale şi verticale în cadrul sistemelor de scanare laser 3D, se
utilizează discuri de sticlă pe care sunt marcate alternativ zone opace şi transparente [23]. Lumina
incidenta cade pe discul de sticla si o fotodioda converteste lumina, care variază în intensitate in
functie de suprafata intalnita, in semnal electric [20].
1.4.1.c. Măsurarea distanţelor
Poate fi realizată utilizând două metode:
- Timp de zbor – Distanţele sunt determinate prin măsurarea timpului dintre transmiterea şi
primirea semnalului.
- Diferență de fază- Principiul metodei constă în transmiterea unei unde de lumină, care în
prealabil a fost modulată în amplitudine cu un semnal care poate fi de mai multe tipuri,
către zona de interes, reflectanțele ei sunt colectate iar o unitate de calcul măsoară
diferenţele de fază dintre formele de fază trimise şi primite [20].
1.4.1.d. Registrația şi georeferențierea
Măsurătorile utilizând un sistem de scanare laser 3D se realizează din mai multe poziţii de scanare,
numărul acesta variind în funcţie de mărimea şi forma obiectului măsurat. Măsurătorile obţinute
dintr-o poziţie de scanare sunt exprimate într-un sistem de coordonate local, a cărui origine se afla
în centrul geometric al scannerul 3D.
Registrația este procesul prin care norii de puncte obţinuţi din poziţiile de scanare sunt translataţi
într-un singur sistem de coordonate, norul de puncte rezultând având denumirea de cluster [20].
Relaţia în urma căreia se realizează registraţia este următoarea:
Unde:
R este matricea de rotaţie;
T este vectorul care descrie translaţiile
𝑋𝑐 este sistemul de coordonate în sistemul comun
𝑋𝑆 este sistemul de coordonate în sistemul scaner
𝑋𝑐 = 𝑅 · 𝑋𝑆 + 𝑡 (1.1)
29
Figura 1.17 Registraţie [24]
Georeferențierea este procesul prin care datele obţinute în urma registraţiei este translatat
într-un sistem de de coordonate global [20].
Figura 1.18 Georeferenţiere [24]
1.4.1.e. Erorile de măsurare
Erorile de măsurare în scanarea laser terestră pot fi împărţite în următoarele categorii:
- Erori instrumentale
30
Aceste erori sunt provocate de calitatea de realizare a părţilor componente ale sistemului
de măsurare. Toleratele pentru fabricare, montaj şi reglare a părţilor componente conduc sunt
direct responsabile de erorile sistematice ale sistemul de măsurare, care pot fi limitate prin
utilizarea unor metode care să combată erorile instrumentale.
Divergenta razei laser consta în lărgirea acesteia pe măsură ce străbate o distanţă, având un efect
asupra locaţiei ughulare a punctului măsurat. Divergenta fasciculului laser conduce la mărimea
amprentei laser pe suprafaţa măsurată, ceea ce poate conduce la eroarea de margini mixte, o parte
din raza se opreşte la primul obstacol întâlnit iar cealaltă străbate mediul de propagare până
întâlneşte un obstacol care să reflecte lumina emisă de scanner.
Figura 1.19 Margini mixte [25]
Pentru realizarea măsurătorilor tridimensionale, sisteme de scanare laser 3D folosesc trei
sisteme: deflecţia razei laser, măsurarea distanţelor şi unghiurilor orizontale şi verticale.
Neperpendicularitatea axelor echipamentului de scanare laser 3D: Axa verticală VV - axa
principală de rotaţie a instrumentului, Axa orizontală OO – axa de rotaţie a oglinzii (axa
secundară), Axa de colimaţie CC – axa care trece prin centrul oglinzii şi coincide cu punctul din
care raza laser este baleiata, conduc la diferite erori de măsurare: [20].
Eroarea de colimaţie apare în cazul în care axele OO şi LL nu sunt perpendiculare, dimensiunea
ei este unghiulară şi este reprezentată de dimensiunea unghiului format de axă de colimaţie şi
normala la axa orizontală, măsurat în planul care conţine axa de colimaţie şi orizontală [20].
Eroarea de înclinare a axei orizontale apare în cazul în care axele OO şi VV nu sunt
perpendiculare. Dimensiunea ei este una unghiulară şi este reprezentată de dimensiunea unghiului
format de axa orizontală OO şi normala la axa verticală VV, măsurată în planul care conţine axele
orizontale şi verticale [20].
Eroarea de orizontalizare a scanerului nu este o eroare instrumentală însă dacă aceasta apare axa
VV nu mai este verticală (nu se confundă cu normala în punctul respectiv pe sensul gravitaţiei) şi
implicit afectează rezultatul măsurătorilor [20].
31
- Erori cauzate de tipul obiectului
Pentru ca sistemele de scanare laser 3D utilizează lumina reflectată de către suprafaţa
măsurată, factorii care o influenţează au un impact puternic asupra rezultatelor determinărilor.
Reflexia luminii este influenţată de lungimea de undă a laserului, culoarea, temperatura, forma şi
rugozitatea suprafeţei, unghiul de incidenta. Utilizarea sistemelor de scanare laser 3D pentru
măsurarea suprafeţelor care împrăştie (strălucitoare) sau absorb o mare parte din lumină emisă de
echipamentul de măsurare (suprafeţele negre) este problematică.
În alegerea poziţiilor de scanare, este recomandat a se ţine cont de unghiul de incidenta
făcut de raza laser cu suprafaţa măsurată. Acesta poate afecta determinările de distanţe, a influenţa
care poate fi determinată utilizând relaţia de mai jos
Unde:
∆𝐷- variația distanței
𝐷- distanța
𝜃- divergența razei laser
𝑖- unghiul de incidență
- Erori cauzate de mediul ambiant
Temperatura, presiunea, umidtatea relativa a mediului ambiant si vibratile poate influenta in mod
direct procesul de masurare si precizia rezultatelor.
- Erori metodologice
Din această categorie fac parte erorile cauzate de alegerea greşită a poziţiilor de scanare, utilizarea
unei rezoluţii de scanare inadecvate sau a unui sistem de scanare nepotrivit.
∆𝐷 =𝐷𝜃
2· tan 𝑖 (1.2)
32
22.. Standarde naţionale şi internaţionale
La nivel internaţional, exista numeroase strandarde, norme şi recomandări de lucru care
privesc aspecte legate de ingineria mecanică în toate etapele duratei de viață a rezervorului,
proiectarea și construcția, modificarea utilizării, funcționarea, inspecția, testarea, întreținerea,
reparația, dezafectarea și demolarea cât şi pentru activităţile de calibrare. [15]
2.1. Standarde naţionale şi internaţionale pentru proiectare, execuţie şi inspecţie
Model Code of Safe Practice Part 2: Design, construction and operation of petroleum
distribution installations
Instituţia emitentă: Energy Institute UK
Publicat: Julie 2013
REF/ISBN: 9780852936634
Ediţie: 4
Status: În vigoare
Codul de bună practica prezintă o imagine de ansamblu generală a tuturor aspectelor
instalațiilor de distribuție a petrolului, de la etapa inițială de planificare până la construcție și
funcționare.
Acoperirea problemelor individuale este, în general, scurtă, dar oferă o imagine bună
asupra tuturor aspectelor necesare pentru funcționarea în siguranță a instalațiilor de distribuție a
petrolului. Aceasta include securitatea amplasamentului, aspectul rezervoarelor, facilitățile de
transfer de mărfuri, gestionarea sănătății și siguranței, situațiile de urgență, închiderea și
demolarea [15] [16]. Acesta este în primul rând destinat utilizării de către cei implicați în
proiectarea, proiectarea, construcția și exploatarea noilor instalații de distribuție și cele care se află
în curs de reamenajare semnificativă [15] [16]. Integritatea mecanică a rezervoarelor de stocare la
presiune atmosferică nu este punctul central al publicației, dar există o acoperire de ansamblu a
acestei probleme. Există detalii cu privire la numărul necesar, amplasarea și mărimea gurilor de
vizitare, precum și furnizarea de scurgere a apei pentru acoperișurile plutitoare [15].
Ghidul nu este potrivit ca un singur standard recomandat pentru gestionarea integrității
mecanice a rezervoarelor de stocare atmosferică. Publicația ar trebui văzută ca o piesă informativă
pentru a alerta operatorii cu privire la problemele pe care ar trebui să le ia în considerare și una
care oferă referințe la publicații care prezintă o acoperire mai detaliată [15] [16].
33
EEMUA 159: Above ground flat bottomed storage tanks - a guide to inspection,
maintenance and repair
Instituţia emitentă: The Engineering Equipment and Materials User Association UK
Publicat: 14 Septembrie 2017
REF/ISBN: 978-0-85931-218-9
Ediţie: 5
Status: În vigoare
Publicatia este destinată în primul rând pentru a ajuta la stabilirea cerințelor esențiale de
inspecție și întreținere a rezervoarelor de stocare produse petroliere, cilindrice verticale
supraterane metalice, pentru defectiunile si pentru a prelungi durata de viață utilă [14]
EEMUA 159 prezintă informații detaliate despre rezervoare precum elemente
componente, mecanismul si modurile de degradare și defectare, coroziunea rezervoarelor, tehnici
generale de inspectie a rezervoarelor, evaluarea conditiei curente a: fundatieii rezervorului,
virolelor, capacelor (fixe sau flotante), vopselei, izolatiei.
API Standard 650 Welded Tanks for Oil Storage
Instituţia emitentă: American Petroleum Institute
Publicat: Ianuarie 2016
REF/ISBN: -
Ediţie: 12
Status: În vigoare
Această publicație include o acoperire aprofundată a elementelor de proiectare și
construcție ale rezervoarelor de stocare produse petroliere la presiune atmosferică si care nu
servesc la servicii de refrigerare, care au o temperatură maximă de proiectare de 93°C, prin
stabilirea cerințele minime pentru material, proiectare, fabricare, montaj și inspecție. [26]
Standarul este destinat să ajute clientii cat si și producătorii să comande sau sa fabrice
rezervoare si include detaliile de sudură și toleranțele dimensionale.
Este inclusă o discuție detaliată a designului rezervorului și a specificațiilor materialelor, inclusiv
calculele ingineriale relevante și diagramele caracteristicilor structurale [27]. Calitatea sudurilor
este discutată pe larg, la fel ca și diferitele metode de inspectare a sudurilor după construcție, dar
34
nu se referă la funcționare, inspecție (altele decât inspecția post-construcție) și întreținere; acestea
sunt acoperite de standardul API 653.
API 653: Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction
Instituţia emitentă: American Petroleum Institute
Publicat: Noiembrie 2014
REF/ISBN: -
Ediţie: 5
Status: În vigoare
API 653 este standardul însoțitor pentru API 650 și este destinat să acopere toate aspectele
legate de inspecția, repararea, modificarea și reconstrucția rezervoarelor construite conform
standardului API 650 și predecesorului său 12C. [27]
Standardul oferă o acoperire aprofundată a diferitelor aspecte ale integrității mecanice ale
rezervoarelor de stocare atmosferică şi conţine cerinţele minime pentru menținerea integritatea
rezervoarelor imbinate prin sudare sau nituite, ne-refrigerate, la presiune atmosferica. Acesta
acoperă inspecția de întreținere, repararea, modificarea, relocarea și reconstrucția rezervoarelor
respective. [27]
Metodele şi frecvenţa inspecţiilor sunt descrise în standard, incluzând o listă completă de
verificare pentru inspecții în exploatare și în afara serviciului, prezentarea metodelor adecvate de
testare nedistructive, precum și informații privind certificarea inspectorilor.
Reparația rezervoarelor este prezentată detaliat, furnizată pe tipuri acceptabile de reparații și
proceduri pentru efectuarea acestora şi aspecte legate de modificarea structurii rezervoarelor,
inclusiv creşterea capacităţii de stocare prin mărirea înălțimii rezervorului [28].
Sunt incluse informații detaliate privind reconstrucția rezervoarelor, care prezintă
metodele potrivite pentru dezmembrarea rezervoarelor, precum și aspectele de proiectare și
reconstrucție cât şi informații privind toleranțele pentru sudură și dimensionale, furnizarea
marcajelor și plăcuțelor de identificare aprobate pe rezervoarele reconstituite [27] [28].
API 653 oferă o acoperire excelentă privind testarea, inspecția și întreținerea, pentru a completa
informațiile despre proiectare și construcție furnizate în API 650 [27].
35
SR EN 14015: specificaţii pentru proiectarea şi fabricarea rezervoarelor de oţel, sudate,
supraterane, cu fund plat, cilindrice, verticale, construite în situ, destinate depozitarii
lichidelor la temperatura ambiantă sau superioară
Instituţia emitentă: European Committee for Standardization prin Asociaţia de Standardizare din
România
Publicat: Noiembrie 2005
ICS: 23.020.10
Ediţie: -
Status: În vigoare
Standardul stabileşte condiţiile pentru materiale, proiectare, fabricaţie, montaj, încercări şi
control pentru rezervoare de oţel, sudate, supraterane, cu fund plat, cilindrice, verticale, construite
în situ, destinate depozitarii lichidelor la temperatura ambiantă sau superioară, şi agrementele
tehnice necesare [29].
Publicatia se referă la integritatea structurală a rezervoarelor și nu prevede cerințe privind
definirea procesului, aspectele operaționale, facilitățile de siguranță și combaterea incendiilor
[29]. Există o bună acoperire a testelor post-construcție, inclusiv diferitele metode de inspecție și
procedurile de testare disponibile. Accentul este pus mai degrabă pe testarea post-construcție
decât pe inspecție și testare din perspectiva integrității mecanice continue în timpul funcționării.
Anexele la standard oferă detalii suplimentare privind o serie de aspecte, printre care:
- cerințe pentru capacele flotante
- recomandări privind dispozițiile seismice
- recomandări pentru alte tipuri de funduri de rezervoare
- recomandări pentru fundațiile rezervoarelor
SR E 1993-4-2 Eurocod 3 Proiectarea structurilor de oţel partea 4-2: Rezervoare
Instituţia emitentă: European Committee for Standardization prin Asociaţia de Standardizare din
România
Publicat: Decembrie 2008
ICS: 23.020.01;91.010.30;91.080.10
Ediţie: -
Status: În vigoare
36
Patea 4.1 a Eurocodului stabileste principiile si regurile de aplicare pentru proiectarea
rezervoarelor cilindrice verticale, situate deasupra solului, cu urmatoarele caracteristice: [30]
- Presiuni interioare deasupra nivelului lichidului nu mai mici de -100 m bar si numai mari
de 500 mbar.
- Temperatura de proiectare a structurii metalice a rezervorului cuprinsa intre -50°C si
300°C.
Partea 4.2 tratează numai cerinţele de rezistenţă şi stabilitate ale rezervoarelor de oţel. Alte
cerinţe de proiectare sunt indicate în SR EN 14015 pentru rezervoarele situate la temperatura
ambiantă, şi în SR EN 14620 petru rezervoarele criogenice, EN 1090 pentru cerinţele de fabricare
şi montaj [30].
Valorile numerice al încărcărilor asupra rezervoarelor din oţel care sunt luate în considerare la
etapa de proiectare sunt indicate în EN 1991-4 Acţiuni asupra silozurilor şi rezervoarelor,
prevederi suplimentare pentru încercările rezervoarelor sunt prezentate in anexa A [30] [31].
C 220-85 Instrucţiuni tehnice privind verificările abaterilor de la forma geometrică şi a
calităţii cusăturilor sudate ale rezervoarelor din oţel cilindrice verticale pentru depozitarea
ţiţeiului şi a produselor petroliere lichide
Instituţia emitentă: MATRIX ROM
Publicat: 1985
ICS:
Ediţie: -
Status: În vigoare
Norma tehnica prezintă instrucţiuni pe verificarea calităţii execuţiei rezervoarelor din oţel
cilindrice verticale, care au o capacitate cuprinsă intre 100—50000 m3. [32]
Aceasta face referire la rezervoarele asamblate prin sudare, cu excepţia celor criogenice şi a
gazometrelor. Asamblarea se poate efectua prin procedeul industrial de roluire sau prin sudare,
tolă cu tolă.
Publicaţia prezintă valorile maxime admise ale abateri limită de la formă geometrică a
rezervoarelor montate tolă cu tolă, abateri limită de la formă geometrică a rezervoarelor executate
prin roluire, controlul calităţii cusăturilor sudate ale rezervoarelor cât şi tipurile de încercări.
37
2.2. Normative Metrologice
La nivel naţional, Ordonanţa de Guvern nr. 20 din 21/08/1992 privind activitatea de
metrologie, cu modificările şi completările ulterioare, defineşte mijloacele de măsurare supuse
controlului metrologic legal ca totalitatea mijloacelor de măsurare şi măsuri care sunt utilizate în
domenii de interes public privind sănătatea şi siguranţa populaţiei, ordinea publică, protecţia
mediului, protecţia consumatorilor, perceperea taxelor şi impozitelor şi corectitudinea
tranzacţiilor comerciale, care afectează direct sau indirect viaţa cetăţenilor [33].
Ordinul BRML nr. 148 din 15 mai 2012 (Ordinul 148/2012) pentru aprobarea Listei
oficiale a mijloacelor de măsurare supuse controlului metrologic legal L.O. – 2012, clasifică
rezervoarele de stocare produse petroliere la categoria L28, Rezervoare de stocare pentru lichide,
Sortimentul L28-1, Rezervoare de stocare pentru lichide, altele decât cele pentru gaze lichefiate,
iar ca modalitate de control verificare metrologică iniţială sau periodică cu o periodicitate de 12
ani [34]. Totodată, este definită şi trasabilitatea rezultatelor măsurărilor efectuate cu mijloace de
măsurare supuse controlului metrologic legal şi obligativitatea documentarii acesteia.
Conform VIM, trasabilitate metrologică reprezintă proprietate a rezultatului unei măsurări
de a putea fi raportat la o referinţă prin intermediul unui lanţ neîntrerupt şi documentat de etalonări,
fiecare contribuind la incertitudinea de măsurare [35].
Figura 2.1 Lanţ de trasabilitate metrologică [36]
38
Pentru reglementarea activităţilor de calibrare a rezervoarelor de stocare produse
petroliere, BRML a emis norma de metrologie legală NML 017-05 "Rezervoare de stocare pentru
lichide" publicat în Monitorul Oficial, Partea I nr. 664 bis din 26/07/2005. Aceasta defineşte
domeniul de aplicare pentru rezervoarele de stocare pentru lichide care pot fi utilizate la încheierea
unor tranzacţii comerciale şi la determinări oficiale de stocuri din gestiune şi stabileşte ca
incertitudinea extinsă a valorilor volumelor înscrise în tabela de calibrare, 0,2% din volumul
indicat, pentru rezervoarele cilindrice verticale calibrate printr-o metodă geometrică sau mixtă;
[37].
2.3. Standarde naţionale şi internaţionale pentru calibrarea rezervoarelor
La nivel internaţional, organizaţia internaţională pentru standardizare a elaborat suită de
standarde ISO 7505 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical cylindrical
tanks, alcătuită din 5 standarde individuale pentru calibrarea rezervoarelor de stocare produse
petroliere cilindrice verticale printr-o metodă geometrică.
ISO 7507-1:2003 Petroleum and liquid petroleum products -- Calibration of vertical
cylindrical tanks - Part 1: Strapping method
Publicaţia descrie metodă de calibrare a rezervoarelor cilindrice verticale prin centurarea
rezervorului folosind o ruletă de măsurare. Sunt descrise operațiunile de centurare, corecțiile care