Правила изготовления резервуаров

Резервуары и технологическое оборудование

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » ГОСТ 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов *

4.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования кпроектированию, изготовлению, монтажу и испытаниям вновь строящихся вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов с целью обеспечения безопасности при их эксплуатации.

4.2 В составе задания на проектирование заказчик должен предоставить исходные данные для проектирования металлоконструкций и фундамента резервуара, а также участвовать в контроле за их изготовлением, монтажом и при испытаниях и приемке резервуара через уполномоченных представителей.

4.2.1 Исходные данные:

  • район (площадка) строительства;
  • срок службы резервуара;
  • годовое число циклов заполнений — опорожнений резервуара;
  • геометрические параметры или объем резервуара;
  • тип резервуара;
  • наименование хранимого продукта с указанием наличия коррозионно-активных примесей в продукте;
  • плотность продукта;
  • максимальная и минимальная температуры продукта;
  • избыточное давление и относительное разряжение;
  • нагрузка от теплоизоляции;
  • среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара по ;
  • припуск на коррозию для элементов резервуара;
  • данные инженерно-геологическихизысканий площадки строительства.

4.2.2 При отсутствии полного задания от заказчика условия эксплуатации принимаются проектировщиком с учетом положений и требований настоящего стандарта, строительных норм и правил и согласовываются с заказчиком в техническом задании на проектирование.

4.2.3 При проектных нагрузках, превышающих приведенные в действующих нормативных документах значения, а также при номинальном объеме резервуара более 120000 м3 расчет и проектирование следует выполнять по специальным техническим условиям.

4.3 Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов относятся к I — повышенному уровню ответственности сооружений согласно ГОСТ27751 и .

4.3.1 В зависимости от объема хранимого продукта резервуары подразделяются на четыре класса опасности:

  • класс I — резервуары объемом более 50000 м3;
  • класс II — резервуары объемом от 20000 включительно до 50000 м3 включительно, а также резервуары объемом от 10000 до 50000 м3 включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
  • класс III — резервуары объемом от 1000 и менее 20000 м3;
  • класс IV — резервуары объемом менее 1000 м3.

Класс опасности должен учитываться при назначении:

  • специальных требований к материалам, методам изготовления, объемам контроля качества;
  • коэффициентов надежности по ответственности.

4.4 Типы резервуаров

4.4.1 По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары делятся на следующие типы:

  • резервуар со стационарной крышей без понтона;
  • резервуар со стационарной крышей с понтоном;
  • резервуар с плавающей крышей.

Схемы резервуаров представлены на рисунке 1.

4.4.1.1 К основным несущим конструкциям резервуара относятся: стенка, включая врезки патрубков и люков, окрайка днища, бескаркасная крыша, каркас и опорное кольцо каркасной крыши, анкерное крепление стенки, кольца жесткости.

4.4.1.2 К ограждающим конструкциям резервуара относятся: центральная часть днища, настил стационарной крыши, плавающая крыша, понтон.

4.4.2 Выбор основных размеров резервуаров

Основные размеры резервуаров рекомендуется принимать:

  • по требованию заказчика;
  • из условий компоновки резервуаров на площадке строительства;
  • из условия минимума веса корпуса с учетом эксплуатационныхтребований по диаметру и высоте стенки.

1 — каркас крыши; 2 — пояса стенки; 3 — промежуточные кольца жесткости; 4 — кольцо окраек; 5 — центральная часть днища; 6 — понтон; 7 — опорные стойки; 8 — уплотняющий затвор; 9 — катучая лестница; 10 — плавающая крыша; 11 — верхнее кольцожесткости (площадка обслуживания)

<class=»center»>Рисунок 1 — Типы резервуаров

4.4.3 Выбор типа резервуара проводится в зависимости от классификации нефти и нефтепродуктов (см. ГОСТ 1510) по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре хранения:

а) с температурой вспышки не более 61 °С с давлением насыщенных паров от 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) до 93,3 кПа (700 мм рт.ст.) (нефть, бензины, авиакеросин, реактивное топливо) применяют:

  • резервуары со стационарной крышей и понтоном или с плавающей крышей;
  • резервуары со стационарной крышей без понтона, оборудованные ГО и УФЛ;

б) с давлением насыщенных паров менее 26,6 кПа, а также температурой вспышки свыше 61 °С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются резервуары со стационарной крышей без ГО.

В зависимости от видов хранимых продуктов применяются следующие типы резервуаров (см. таблицу 2).

4.5 Для выбора типа основания и фундамента заказчиком должны быть представлены данные инженерно-геологических изысканий.

4.6 Основные параметры, обеспечивающие надежность резервуара:

  • характеристики сечений основныхнесущихи ограждающихконструкций, свойства стали;
  • качество сварныхсоединений;
  • допуски при изготовлении и монтаже элементов конструкций.

В этом же разделе:

  • I. Область применения
  • III. Термины, определения, обозначения и сокращения
  • V. Требования к проектированию резервуаров (Часть 1)
  • V. Требования к проектированию резервуаров (Часть 2)
  • VI. Требования к изготовлению конструкций
  • VII. Требования к монтажу конструкций
  • VIII. Требования к сварке и контролю качества сварных соединений
  • IX. Срок службы и обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров
  • X. Испытания и приемка резервуаров
  • Приложение А
  • Приложение Б
  • Приложение В (рекомендуемое)
  • Библиография

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках *

Для хранения нефти и нефтепродуктов в отечественной практике применяются резервуары металлические, железобетонные, из синтетических материалов, льдогрунтовые.

Наиболее распространены, как у нас в стране, так и за рубежом, стальные резервуары. В соответствии с требованиями документа применяются следующие типы стальных резервуаров:

  • вертикальные цилиндрические резервуары РВС со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м³ (при хранении ЛВЖ) и до 50000 м² (при хранении ГЖ);
  • резервуары вертикальные цилиндрические со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м³;
  • резервуары вертикальные цилиндрические с плавающей крышей вместимостью до 120000 м³.

Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в табл. 1.

Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов, как правило, размером 1,5×3 м или 1,5×6 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм(РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм. Верхний сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара.

Для хранения относительно небольших количеств нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м³. Кроме стальных резервуаров в ряде случаев применяются также железобетонные.

В зависимости от назначения резервуары подразделяются на группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120°С. Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа.

Таблица 1
Геометрические характеристики резервуаров типа РВС

№ п/п Тип резервуара Высота резервуара, м Диаметр резервуара, м Площадь зеркала горючего, м² Периметр резервуара, м
1 РВС-1000 9 12 120 39
2 РВС-2000 12 15 181 48
3 РВС-3000 12 19 283 60
4 РВС-5000 12 23 408 72
5 РВС-5000 15 21 344 65
6 РВС-10000 12 34 918 107
7 РВС-10000 18 29 637 89
8 РВС-15000 12 40 1250 126
9 РВС-15000 18 34 918 107
10 РВС-20000 12 46 1632 143
11 РВС-20000 18 40 1250 125
12 РВС-30000 18 46 1632 143
13 РВС-50000 18 61 2892 190
14 РВС-100000 18 85,3 5715 268
15 РВС-120000 18 92,3 6691 290

Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом, когда наивысший уровень хранимой в нем жидкости находится не менее чем на 0,2 м ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. В районах Крайнего Севера с вечной мерзлотой практикуется установка резервуаров на свайных основаниях.

Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания лечения внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, приемно-отпускными устройствами, а при необходимости, особенно при хранении нефти и темных нефтепродуктов, системами размыва донных отложений. Вентиляционные патрубки на резервуарах для нефтепродуктов с температурой вспышки менее 120°С оборудуются огневыми преградителями.

Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления хлопушей состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопушиопределяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша.

Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградигели паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущее к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя: насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150 – 300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории (табл. 2).

Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе определяются по документу и представлены в табл. 3.

Таблица 2
Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Категория склада Максимальный объем одного резервуара, м³ Общая вместимость резервуарного парка, м³
I св. 100000
II св. 20000 до 100000 вкл.
IIIa до 5000 св. 10000 до 20000 вкл.
IIIб до 2000 св. 2000 до 10000 вкл.
IIIв до 750 до 2000 вкл.

Таблица 3
Основные характеристики групп резервуаров

Резервуары Единичный номинальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м³ Вид хранимых нефти и нефтепродуктов Допустимая общая номинальная вместимость группы, м³ Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе
С плавающей крышей 50000 и более Независимо от вида жидкости 200000 30 м
Менее 50000 Независимо от вида жидкости 120000 0,5D, но не более 30 м
С понтоном 50000 Независимо от вида жидкости 200000 30 м
Менее 50000 Независимо от вида жидкости 120000 0,65D, но не более 30 м
Со стационарной крышей 50000 и менее Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки выше 45°С 120000 0,75D, но не более 30 м
Со стационарной крышей 50000 и менее Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки 45°С и ниже 80000 0,75D, но не более 30 м

По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:

  • товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов;
  • резервуарные парки перекачивающих станций нефте- и нефтепродуктопроводов;
  • резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.

Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, значительными объемами хранимых жидкостей, а также тем, что в одной резервуарной группе хранятся нефтепродукты, близкие или одинаковые по составу и своим пожароопасным свойствам. В резервуарных парках второго вида все резервуары чаще всего имеют нефть или нефтепродукт одного вида.

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м³ и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

На складах категории IIIa при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м³ допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м³ и более.

В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворопроводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов.

Принципиальные схемы защиты резервуаров и оборудования представлены на рис. 1 – 10.

Рис. 1. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены средней кратности
Рис. 2. Применение раздвижных пеносливов для плавной подачи пены на поверхность нефтепродукта
Рис. 3. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены в основание резервуара через эластичный рукав на поверхность продукта
Рис. 4. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены низкой кратности в слой горючей жидкости (подслойный способ тушения пожара)
Рис. 5. Защита резервуара с плаваю щей крышей стационарной установкой пожаротушения с подачей пены низкой кратности

Рис. 6. Пенокамера с пеногенератором для образования и подачи пены низкой кратности в резервуар с плавающей крышей
Рис. 7. Защита резервуара пеногенераторами низкократной пены, стационарно размещаемыми на плавающей крыше. Раствор пенообразователя подается вверх по эластичному рукаву
Рис. 8. Расположение пеногенерирующей аппаратуры на плавающей крыше
Рис. 9. Принципиальная схема расположения датчиков-распылителей и емкости с хладоном в автономной системе газового тушения пожара в кольцевом зазоре резервуара с плавающей крышей
Рис. 10. Схема четырехсекционной автономной автоматической системы газового тушения пожара в кольцевом зазоре резервуара с плавающей крышей

Резервуары с понтоном и стационарной крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

  • с подачей пены средней кратности в зазор и на поверхность понтона;
  • подачей низкократной пены только сверху;
  • подачей низкократной пены одновременно сверху и в слой горючего.

Резервуары с плавающей крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

  • с подачей пены средней кратности в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши;
  • подачей низкократной пены одновременно сверху в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши и в слой горючего;
  • подачей хладона (газа), расположенного в емкостях на плавающей крыше в кольцевой зазор и подачей низкократной пленкообразующей пены в слой горючего.

Тип и число пеногенераторов, устанавливаемых на резервуарах, зависят от способа подачи огнетушащего средства, типа горючей жидкости, конструкции и объема резервуара.

При расчете количества подаваемого раствора пенообразователя ширина кольцевого зазора должна приниматься равной расстоянию от стенки резервуара до кольцевого барьера, предназначенного для удержания пены (рекомендуется принимать равной 2,5 м).

  • Введение
  • Термины и определения
  • 1. Возникновение и развитие пожаров в резервуарах и резервуарных парках
  • 2. Огнетушащие вещества и способы тушения
  • 3. Тушение пожаров в резервуарах и резервуарных парках
  • 4. Организационно-подготовительные мероприятия
  • 5. Меры безопасности
  • Литература
  • Приложение 2. Основные характеристики отечественных и зарубежных пенообразователей
  • Приложение 3. Номограмма для определения ориентировочного расхода раствора пенообразователя и количества генераторов
  • Приложение 4. Характеристики пеногенерирующей аппаратуры и техники для получения пены
  • Приложение 5. Основные характеристики огнетушащих порошков общего назначения
  • Приложение 6. Особенности тушения пожаров в резервуарных парках в условиях низких температур
  • Приложение 7. Прогнозирование развития пожара в резервуарной группе от лучистой энергии факела пламени
  • Приложение 8. Особенности откачки ГЖ из резервуаров

Версия для печати

10.1. РВС, РВСП и РВСПК рекомендуется подвергать гидравлическому испытанию. РВС, эксплуатируемые с установленными на крыше дыхательными клапанами, испытываются на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

Рекомендуемые виды испытаний в зависимости от типа резервуаров приведены в таблице 33 настоящего Руководства по безопасности.

Таблица 33. Виды испытаний резервуаров

Вид испытания РВС РВСП РВСПК
Испытания герметичности корпуса резервуара при заливе водой + + +
Испытания прочности корпуса резервуара при гидростатической нагрузке + + +
Испытания герметичности стационарной крыши РВС избыточным давлением воздуха +
Испытания устойчивости корпуса резервуара созданием относительного разрежения внутри резервуара +
Испытания плавучести и работоспособности понтона или плавающей крыши + +
Испытания работоспособности катучей лестницы +
Испытания устойчивости основания резервуара с определением абсолютной и неравномерной осадки по контуру днища, крена резервуара, профиля центральной части днища + + +
Примечание. Знак » + » означает, что испытание проводят, знак » — » — не проводят.

10.2. Испытание резервуаров проводят после окончания всех работ по монтажу и контролю, перед присоединением к резервуару трубопроводов (за исключением временных трубопроводов для подачи и слива воды для испытаний) и после завершения работ по обвалованию.

10.3. До начала испытания рекомендуется представить всю техническую документацию, предусмотренную разделами по изготовлению, монтажу и контролю качества резервуаров в соответствии с рекомендуемым перечнем документации, представляемой при предъявлении резервуара к прочностным испытаниям указанным в Приложении N 15 к настоящему Руководству по безопасности.

10.4. Для проведения испытания резервуара любого типа рекомендуется разработать программу и технологическую карту испытаний (входит в состав ППР на монтаж резервуара), которые включают в себя:

  • этапы испытаний с указанием уровня налива (слива) воды и времени выдержки;
  • значения избыточного давления и относительного разряжения, времени выдержки;
  • схемы временных трубопроводов для подачи и слива воды с размещением предохранительной и запорной арматуры;
  • схему проведения визуального осмотра и указания по измерению необходимых геометрических параметров элементов металлоконструкций резервуара и фундамента;
  • требования безопасности труда при проведении прочностных испытаний резервуара;
  • обработку результатов испытаний, проведение поверочных расчетов (при необходимости), выдачу заключения о пригодности и режиме эксплуатации резервуара.

10.5. Гидравлическое испытание рекомендуется проводить наливом воды на уровень залива нефти и нефтепродукта, установленный в проектной документации, или до уровня контрольного отверстия, которое предусмотрено для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды осуществляется ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

10.6. Резервуары для хранения нефти и нефтепродукта, а также резервуары, находящиеся на объекте, где отсутствует возможность заполнения его водой, рекомендуется испытывать на прочность и герметичность нефтью и нефтепродуктом. До проведения испытаний корпуса резервуара на прочность все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков и патрубков в стенку и крышу, а также сопряжение стенки с крышей и днищем контролируются на герметичность.

10.7. На время испытания устанавливаются и обозначаются предупредительными знаками границы опасной зоны с радиусом от центра резервуара, равным не менее двух диаметров резервуара, в которой не рекомендуется нахождение людей, не связанных с испытаниями.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытания рекомендуется устанавливать за пределами обвалования или иного аналогичного защитного сооружения на расстоянии не менее двух диаметров резервуара.

Рекомендуется, что лица, производящие испытание, находятся вне границ опасной зоны. Допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок.

Требования промышленной безопасности для назначения границ опасной зоны при проведении гидравлического испытания резервуаров с защитными стенками рекомендуется разрабатывать с учетом конструктивных особенностей сооружения в программе испытаний.

10.8. Испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5°С. При испытаниях резервуаров при температуре ниже 5°С разрабатывается программа испытаний, предусматривающая мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

10.9. В течение всего периода гидравлического испытания все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара держатся открытыми.

10.10. Гидравлическое испытание резервуаров с понтоном или плавающей крышей рекомендуется проводить без уплотняющих затворов. Скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) при испытаниях не рекомендована выше эксплуатационной.

В процессе испытания рекомендуется убедиться в том, что понтон (плавающая крыша) свободно ходит на всю высоту и что он герметичен. Появление влажного пятна на поверхности понтона (плавающей крыши) рассматривается как признак негерметичности.

По мере подъема и опускания плавающей крыши в процессе гидравлического испытания рекомендуетя производить:

  • осмотр внутренней поверхности стенки резервуара для выявления и последующей зачистки брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов, препятствующих работе уплотняющего затвора;
  • измерение зазоров между бортиком или коробом плавающей крыши и стенкой резервуара, измерение зазоров между направляющими трубами и патрубками плавающей крыши;
  • наблюдение за работой катучей лестницы, водоспуска и других конструкций.

Уплотняющий затвор рекомендуется устанавливать после окончания всех испытаний резервуара, при положении понтона (плавающей крыши) на опорных стойках.

Монтаж затвора до проведения гидравлических испытаний осуществляется в случаях если:

  • предельные отклонения размеров конструкций стенки, плавающей крыши и понтона соответствуют требованиям таблиц 22, 24;
  • в процессе монтажа конструкций резервуара производился осмотр и зачистка внутренней поверхности стенки от брызг наплавленного металла, заусенцев, остатков монтажных приспособлений и других острых выступов, препятствующих работе уплотняющего затвора;
  • зазоры между бортиком или коробом понтона (плавающей крыши) и стенкой резервуара, замеренные в положении на опорных стойках понтона (плавающей крыши) удовлетворяют требованиям конструкций уплотняющего затвора.

10.11. По мере заполнения резервуара водой рекомендуется наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки рекомендуется прекратить испытание, слить воду установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание рекомендуется прекратить и слить воду до уровня:

  • при обнаружении дефекта в поясе I — полностью;
  • при обнаружении дефекта в поясах II-VI — на один пояс ниже расположения дефекта;
  • при обнаружении дефекта в поясе VII и выше — до пояса V.

10.12. Резервуар, залитый водой до верхней отметки, установленной проектной документацией, выдерживается под этой нагрузкой в течение следующего времени (если в проектной документации нет других указаний):

  • для резервуаров объемом до 10000 м3 — 24 ч;
  • для резервуаров объемом свыше 10000 до 20000 м3 — 48 ч;
  • для резервуаров объемом свыше 20000 м3 — 72 ч.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в течение указанного времени на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи и если уровень воды не снижается. После окончания гидравлических испытаний, при залитом до проектной отметки водой резервуаре, производят замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента). После слива воды из резервуара производят замеры отклонений образующих стенки от вертикали.

Результаты гидравлического испытания резервуара рекомендуется оформить актом по образцу согласно Приложению N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

10.13. Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум рекомендуется проводить во время гидравлического испытания. Контроль давления и вакуума рекомендуется осуществлять U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25%, а вакуум — на 50% больше величины, установленной проектной документацией, если в проектной документации нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

После снижения давления до рабочего проводят 100% ВИК сварных швов стационарной крыши резервуара.

10.14. Устойчивость корпуса резервуара рекомендуется проверять созданием относительного разрежения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 минут. Относительное разрежение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин) на стенке и крыше считают, что резервуар выдержал испытание на относительное разрежение.

Результаты испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение рекомендуется оформить актом гидравлического испытания резервуара по образцу согласно Приложению N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

10.15. На резервуар, прошедший испытания, рекомендуется составить акт завершения монтажа (сборки) конструкций по образцу согласно Приложению N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

После завершения монтажа не рекомендуется приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре рекомендуется производить предусмотренные проектной документацией работы по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования с оформлением соответствующих документов. После окончания этих работ на резервуар составляется паспорт стального вертикального цилиндрического резервуара оформленный по образцу согласно Приложению N 13 к настоящему Руководству по безопасности и передается заказчику.

10.16. Испытания для целей утверждения типа и первичной поверки резервуара производятся в соответствии с ГОСТ 8.570-2000 «Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки», утвержденным постановлением Госстандарта РФ от 23 апреля 2001 года N 185-ст.

<< / к содержанию Приказа № 780 / >>

ГОСТ 17032-71

Группа Ж 58

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ

ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Типы и основные размеры

Horisontal steel tanks for petroleum products.

Types and main dimensions

Дата введения 1972-01-01

УТВЕРЖДЕН ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 11 июня 1971 г. N 57

ПЕРЕИЗДАНИЕ. Май 1992 г.

1. Настоящий стандарт распространяется на стальные сварные горизонтальные резервуары с рабочим давлением до 0,7 кгс/, предназначенные для наземного и подземного хранения и транспортирования нефтепродуктов.

При подземном хранении нефтепродуктов максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) — 1,2 м.

2. В зависимости от объемов резервуары должны изготовляться типов, указанных в табл. 1.

Таблица 1

+—————————————————————-+

¦ Обозначение типов ¦Номинальный объем, ¦ ¦

¦ ¦ куб.м ¦ Область применения ¦

+———————+———————+———————+

P-5 ¦ 5 ¦

P-10 ¦ 10 ¦

P-25 ¦ 25 ¦ Для хранения

P-50 ¦ 50 ¦ нефтепродуктов

P-75 ¦ 75 ¦

P-100 ¦ 100 ¦

¦ ¦

По требованию заказчика допускается изготовлять резервуары типов, указанных в табл. 2.

Таблица 2

+—————————————————————-+

¦ Обозначение типов ¦Номинальный объем, ¦ ¦

¦ ¦ куб.м ¦ Область применения ¦

+———————+———————+———————+

Для обычных типов горючего

P-4 ¦ 4 ¦ Для хранения

P-8 ¦ 8 ¦ и транспортирования

¦ ¦ нефтепродуктов

¦ ¦

P-20 ¦ 20 ¦ Для хранения

P-60 ¦ 60 ¦ нефтепродуктов

Для специальных видов горючего

P-4С ¦ 4 ¦ Для хранения

P-8С ¦ 8 ¦ и транспортирования

¦ ¦ нефтепродуктов

¦ ¦

P-20С ¦ 20 ¦ Для хранения

P-60С ¦ 60 ¦ нефтепродуктов

3. Основные внутренние размеры резервуаров должнысоответствовать указанныv на черт. 1-3.

Черт. 1

Черт. 2

Черт. 3

Пример условного обозначения резервуара номинальным объемом 50

Резервуар Р-50 ГОСТ 17032-71

То же, резервуара номинальным объемом 20 куб.м,предназначенного для специального горючего

Резервуар Р-20С ГОСТ 17032-71

4. Резервуары должны изготовляться потиповым проектам (рабочие чертежи КМ — конструкции металлические), утвержденным в установленном порядке, в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Места расположения опор и колец и их количество для стационарных и перевозимых резервуаров должны определяться рабочими чертежами.

5. Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

6. Резервуары емкостью до 8 куб.м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары емкостью более 8 куб.м должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

7. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри их оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями. В резервуарах, предназначенных для специального горючего, воздействующего на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации.

Наружные поверхности резервуаров и оборудования, находящегося на резервуаре, должны быть окрашены, применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

После полного просыхания лакокрасочное покрытие должно по внешнему виду соответствовать III классу, а по условиям эксплуатации — 2-й группе ГОСТ 9.032-74.

Все неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т.п.) должны быть законсервированы.

8. Оборудование резервуаров должно соответствовать указанному на рабочих чертежах.

9. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться вшип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

10. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-90.

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П2035Т.

11. Допускаемый вакуум в резервуаре должен приниматься равным 0,01 кгс/кв.см. Каждый резервуар должен испытываться вакуумом 0,015 кгс/кв.см.

12. Каждый резервуар должен испытываться гидравлическим давлением 1,25 рабочего.

Допускается пневматическое испытание резервуара на давление не более 0,7 кгс/кв.см.

13. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов.

14. В конструкции резервуаров всех типов должны быть предусмотрены грузовые скобы.

15. Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, на которых должны быть указаны следующие данные:

а) наименование предприятия-изготовителя;

б) тип резервуара;

в) номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

г) год и месяц изготовления;

д) рабочее давление;

е) номинальный объем;

ж) масса резервуара.

16. На каждый резервуар должен составляться паспорт в соответствии с требованиями ГОСТ 2.601-68 и калибровочная таблица.

Текст документа сверен по:

официальное издание

Минстрой России —

М.: Издательство стандартов, 1992

Добавить комментарий