Аналитика



Раздел второй. насосные станции...............из

Раздел второй. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ...............ИЗ

Глава 7. Типы насосных станций систем водоснабжения и канализации ... ИЗ § 40.    Назначение насосных станций. Основные требования, предъявляемые к

их сооружению и оборудованию................ ИЗ

# Osf/S

Имя

Э] Справочник инженера-технолога, версия 1 (проект), xls •^Расчет и xapaK.HacocoB.doc Щ)Габаритные размеры импортного кабеля.doc § Трубопроводный транспорт нефти.гаг § Технология обработки газа и конденсата.гаг § Технология бурения нефтяных игазовых скважин.гаг § Теория и опыт разработки месторождений природных газов.гаг § Теория и опыт добычи газа.гаг § Теория и опыт добычи газа. Вяхирев.гаг § Справочник по добыче нефти, гаг § Словарь по нефтяной промышленности, гаг § Ремонт газовых скважин, гаг § Разработка нефтяных месторождений, гаг § Разработка и эксплуатация газовых месторождений, гаг § Разное, гаг

§Проектирование разработки нефтегазовых месторождений система.гаг § Подготовка и переработка углеводородн. Технологии и обору дов. гаг § Основные процессы и аппараты нефтегазопереработки.гаг § Нефтегазопромысловая геология. гаг § Муромцев, гаг

§ Математическое моделирование разработки месторождений нефти .гаг

§ Инструкция по исследованию скважин, гаг

§Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.гаг

§Persiantsev.rar

§ Lysenko, rar

§ Ilchenko_Gidro. rar

§Gukasov.rar

?§ Gazizov JJv. rar

§Gazizov_Pov.rar

|§Diblenko.rar

§Bulatov_Osv.rar

|j§Basar_Glush.rar

§ Acrobat, rar

Qwolkott.pdf

Q Treatment evaluation_new_rus.pdf QSupervision Quality controlN_rus.pdf Q Simulators _compN_rus. pdf Q Perforating Psequirements_new_rus.pdf QMuhuregi.pdf

Размер

Тип

Изменен

569 КБ

Лист Microsoft Excel

16.02.2006 10:56

314 КБ

Документ Microsof...

01.02.2006 20:14

152 КБ

Документ Microsof...

16.02.2006 10:56

15 327 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:57

22 988 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:57

3 943 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:57

4 547 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:57

32 330 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

19 042 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

5 303 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

174 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

9 034 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

7 361 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

20 147 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

17 345 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

2 631 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

4 394 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

3 153 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

4 793 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

22 669 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

2 147 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

64 329 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

3 467 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

7 625 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

4 165 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

6 237 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

9 733 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

3 993 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

4 947 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

10 130 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

7 616 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

6 764 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

3 533 КБ

Архив WinRAR

16.02.2006 10:56

И 331 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

3 113 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

3 109 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

3 376 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

2 636 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

13 412 КБ

PDF Document

16.02.2006 10:56

Имя

Бурение нефтяных и газовых скважин.doc ^Математическое моделирование нефтяных и газовых месторождений.doc Нефтегазоромыс ловое оборудование. doc ^Оборудование для добычи нефти.doc

Основы геологической разведки нефтяных и газовых месторождений.doc Основы нефтегазодобычи.doc Подземная гидродинамика.doc ^Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и ra3a.doc ^Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc ^Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.doc Сбор и подготовка скважинной продукции.doc Скважинная добыча нефти.doc ^Техника и технология повышения нефтеотдачи пласта.doc Физика нефтяного пласта.doc Экология нефтегазодобывающих комплексов.doc

2 462 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 11:33

1 160 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 8:14

2 268 КБ

Документ Microsof...

26.12.2007 2:37

1 612 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 13:15

3 898 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 9:32

2 461 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 12:37

2 247 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 9:44

774 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 9:46

2 675 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 9:52

2 253 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 11:22

4 057 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 10:56

2 400 КБ

Документ Microsof...

31.05.2001 10:04

2 140 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 11:09

743 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 12:02

1 959 КБ

Документ Microsof...

07.06.2001 12:29

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ

Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 09.06.0376 Зарегистрировано в Минюсте России 19.06.03,рег.4749

ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПБ 03-605-03

Москва ПИО ОБТ 2003

Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (ПБ 03-605-03) печатаются по официальному тексту, опубликованному в «Российской газете» от 21.06.03 № 120/1 (3234/1).

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Область применения и назначения правил

1.1.1.    Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (далее Правила), устанавливают общие технические требования к конструкции, устройству, изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а также требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма.

1.1.2.    Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации. 1997, № 30, ст. 3588), Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 № 841 (Собрание законодательства Российской Федерации. 2001, № 50, ст. 4742), Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.02 № 61-А зарегистрированными Минюстом России 28.11.02 № 3968 («Российская газета», 05.12.2002 № 231), и предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющими деятельность в области промышленной безопасности и поднадзорными Госгортехнадзору России.

1.1.3.    Настоящие Правила распространяются на вновь проектируемые вертикальные цилиндрические стальные резервуары объемом от 100 до 50000 м для нефти и нефтепродуктов (далее резервуары) со стационарными или плавающими крышами.

3

Проектирование, изготовление и монтаж резервуаров объемом более 50000 м выполняются по индивидуальным техническим условиям специализированными организациями, с учетом положений настоящих Правил.

1.1.4.    Настоящие Правила не распространяются на изотермические резервуары для других жидких продуктов, баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары для хранения агрессивных химических продуктов.

1.2. Общие требования

1.2.1.    Условия эксплуатации резервуаров и их конструктивные особенности должны быть заданы заказчиком (см. п. 3.3) При отсутствии полного задания от заказчика условия эксплуатации и другие требования принимаются проектировщиком с учетом положений строительных норм и правил и согласовываются с заказчиком в техническом задании на проектирование.

1.2.2.    При назначении геометрических размеров резервуаров в составе резервуарного парка следует учитывать требования действующих нормативов по взаимному расположению между отдельными резервуарами и их группами.

1.2.3.    Настоящие Правила позволяют запроектировать резервуары с геометрическими размерами, которые предлагает заказчик.

3

В приложении А приведены основные параметры резервуаров объемом и от 100 до 50000 м , которые имеют предпочтительные размеры для изготовления и монтажа в соответствии с настоящими Правилами.

1.2.4.    Заказчику при заключении договора на проектирование рекомендуется передать проектировщику бланк заказа, в котором отражены условия эксплуатации и конструктивные данные резервуара (приложение В).

1.2.5.    Изготовление резервуаров всех классов может производиться по ранее действующим типовым проектам при условии их предварительного согласования с проектировщиком и корректировки в соответствии с требованиями настоящих Правил.

1.2.6.    В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

33

класс I - особо опасные резервуары: объемом 10000 м3 и более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

3

класс II - резервуары повышенной опасности: объемом от 5000 до 10000 м ;

3

класс III - опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м3;

Степень опасности учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации комплекта монтажного (далее - КМ), а также при расчете коэффициентом надежности по назначению (см. п. 3.5.4).

1.2.7.    При проектировании резервуаров с расчетной температурой несущих конструкций более 100 °С следует учитывать изменение физикомеханических характеристик применяемых марок стали.

1.2.8.    Особенности устройства резервуаров со стальными защитными стенками изложены в пункте 3.10.

1.2.9.    При проектировании, изготовлении и строительстве резервуаров наряду с настоящими Правилами следует руководствоваться нормативными документами по охране и гигиене труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды, утвержденными в установленном порядке.

II. МАТЕРИАЛЫ

Стали, используемые в конструкциях резервуаров, должны удовлетворять стандартам и техническим условиям, а также требованиям настоящих Правил.

2.1. Общие требования к материалам

2.1.1. Все элементы конструкций по требованиям к материалам разделяются на две группы:

основные конструкции:

подгруппа А - стенка, привариваемые к стенке листы днища или кольцевые окрайки, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним,

привариваемые к стенке усиливающие накладки, опорное (верхнее) кольцо жесткости;

подгруппа Б - центральная часть днища, анкерные крепления, каркас крыши (включая фасонки), настил крыши, самонесущие конические крыши, плавающие крыши, промежуточные кольца жесткости, оболочки люков и патрубков на крыше;

вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, ограждения и др.

2.1.2.    Для конструкций резервуаров должна применяться сталь, выплавленная электропечным, кислородно-конвертерным или мартеновским способом. В зависимости от требуемых показателей качества и толщины проката сталь должна поставляться в состоянии после горячей прокатки, термической обработки (нормализации или закалки с отпуском) или после контролируемой прокатки.

2.1.3.    Для основных конструкций подгруппы А должна применяться только спокойная (полностью раскисленная) сталь. Классы прочности поставляемой углеродистой, низкоуглеродистой и низколегированной стали для изготовления конструкций указанной подгруппы должны соответствовать табл. 2Л. Для основных конструкций подгруппы Б должна применяться спокойная или полуспокойная сталь.

Для вспомогательных конструкций наряду с выше перечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235.

2.2. Химический состав и свариваемость

2.2.1.    При сварке плавлением качество сварочных материалов и технология сварки должны обеспечивать прочность и вязкость металла сварного соединения не ниже, чем требуется для исходного основного металла.

2.2.2.    Углеродный эквивалент стали с пределом текучести 390 МПа и ниже для основных элементов конструкций не должен превышать 0,43. Расчет углеродного эквивалента производится по формуле

Mn Si Cr Ni Си V Р

CjIE С+


-+ — + — + — + — + — + —

6    24    5    40    13    14    2

где С, Mn, Si, Cr, Ni, Cu, V, Р - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа (ковшовой пробы).

Таблица 2.1

Класс прочности

Минимальная температура, при которой гарантируется ударная вязкость, °С

+ 10

0

- 10

- 15

- 20

- 30

- 35

- 40

- 60

255

С 255 (ВСт3сп) 20,1-40 мм**

С 255 (ВСт3сп) 10,1-20 мм

С 255 (ВСт3сп) 4-10 мм

315*

С 315 40,1-50 мм

С 315 20,1-40 мм

С 315 4-20 мм

345

С 345 (09Г2С) 40,1-50 мм

С 345 (09Г2С) 20,1-40 мм

С 345 (09Г2С) 10,1-20 мм

С 345 (09Г2С) 410 мм

(09Г2-У) 8-32 мм

(08ГНБ) 8-25 мм

390

(10Г2ФБ) 4-28

мм

(09ГБЮ) 4-12 мм

440

(10Г2СБ) 8-25

мм

08Г2БТ-У, 08Г2Б-У 8-16 мм

590

С590к (12ГН2М ФАЮ) 10-40 мм

(12ГН2М ФАЮ-У) 10-40 мм

*

Прокат из стали, микролегированной титаном, поставляется в горячекатаном или термообработанном состоянии; из стали, микролегированной ванадием (0,020 ^ 0,060 %), поставляется после термообработки или контролируемой прокатки.

**

Здесь и далее форма записи соответствует условию: свыше 20 до 40 мм.

При отсутствии в сертификатах на сталь сведений о содержании меди и ванадия расчет углеродного эквивалента производится из условия содержания в прокате меди и ванадия в количестве 0,30 и 0,01 % по массе соответственно.

2.3. Сортамент листов

2.3.1. Листовая сталь изготовляется толщиной 4 + 50 мм, шириной 1500 + 3000 мм, длиной 6000 + 12000 мм с обрезными кромками. Сталь должна поставляться с симметричным расположением поля допуска по толщине либо с несимметричным расположением поля допуска по толщине, но имеющим постоянное предельное нижнее отклонение, равное 0,3 мм.

2.3.2.    По точности изготовления листовой прокат должен применяться:

-    по толщине: ВТ - высокая, AT - повышенная;

-    по ширине: АШ - повышенная, БШ - нормальная;

-    по плоскостности: ПО - особо высокая, ПВ - высокая.

Соответствующие предельные отклонения по толщине и ширине листов приводятся в табл. 2.2, 2.3 и 2.4.

Серповидность (СП) листов должна быть пониженной и на базе 1 м не должна превышать 2 мм.

Требования к точности по длине, нормы плоскостности должны соответствовать требованиям стандартов.

Таблица 2.2

Толщина, мм

Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм

1500

Св. 1500 до 2000

Св. 2000 до 3000

ВТ

AT

ВТ

AT

ВТ

AT

От 5 до 10 вкл.

± 0,4

± 0,45

± 0,45

± 0,5

± 0,5

± 0,55

Св. 10 до 20 вкл.

± 0,4

± 0,45

± 0,45

± 0,5

± 0,55

± 0,6

Св. 20 до 30 вкл.

± 0,4

+0,5

± 0,5

± 0,6

± 0,6

± 0,7

Св. 30 до 45 вкл.

± 0,6

± 0,7

± 0,9

Таблица 2.3

Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм

Толщина, мм

1500

Св. 1500 до 2000

Св. 2000 до 3000

ВТ

AT

ВТ

AT

ВТ

AT

От 5 до 10 вкл.

+ 0,5

+ 0,6

+ 0,6

+ 0,7

+ 0,7

+ 0,8

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

Св. 10 до 20 вкл.

+ 0,5

+ 0,6

+ 0,6

+ 0,7

+ 0,8

+ 1,0

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

Св. 20 до 30 вкл.

+ 0,5

+ 0,7

+ 0,7

+ 0,9

+ 0,9

+ 1,1

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

Св. 30 до 45 вкл.

+ 0,7

+ 0,9

+ 0,9

+ 1,1

+ 1,1

+ 1,5

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

- 0,3

Таблица 2.4

Толщина, мм

Предельные отклонения по ширине при точности АШ и БШ и ширине листа, мм

менее 2000

2000 и более

повышенная АШ

нормальная БШ

повышенная АШ

нормальная БШ

До 16 вкл.

10

15

15

20

Св. 16 до 45 вкл.

15

25

20

25

2.3.3. Для резервуаров, возводимых на территории Российской Федерации, по согласию заказчика допускается поставка листового проката по точности его изготовления с предельными отклонениями по толщине и ширине листов в соответствии с обозначениями и требованиями действующих стандартов.

2.4. Расчетная температура металла

2.4.1.    За расчетную температуру металла принимается наиболее низкое из двух следующих значений:

-    минимальная температура складируемого продукта;

-    температура наиболее холодных суток для данной местности (минимальная среднесуточная температура), повышенная на 5 °С.

При определении расчетной температуры металла не учитываются температурные эффекты специального обогрева и теплоизоляции резервуаров.

2.4.2.    Температура наиболее холодных суток для данной местности определяется с обеспеченностью 0,98 по таблице температур наружного воздуха в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

2.4.3.    Для резервуаров с рулонной технологией сборки расчетная температура металла, принимаемая по п. 2.4.1, при толщинах более 10 мм понижается на 5 °С.

2.5. Рекомендуемые стали

2.5.1.    Выбор марки стали для основных элементов конструкций должен производиться с учетом требуемых класса прочности (гарантированного

минимального предела текучести), ударной вязкости, толщины проката. В табл. 2.1. приводятся рекомендуемые марки листовой стали, различающиеся по классу прочности, требованиям к ударной вязкости с указанием используемых толщин. В этой же таблице указаны технические условия,    по    которым

поставляется сталь. В табл. 2.5 приводятся требования к химическому составу, а в табл. 2.6 - к механическим свойствам стали.

2.5.2.    По требованию заказчика допускается применять для конструкций резервуаров стали по международным стандартам и национальным стандартам других стран. При этом требования к характеристикам и качеству стали не должны быть ниже соответствующих требований к отечественным сталям, рекомендованным настоящими Правилами.

2.6. Требования к ударной вязкости

2.6.1. Для определения ударной вязкости металла испытанию должны быть подвергнуты образцы с V-образным надрезом, ось надреза которых должна быть перпендикулярной к поверхности листа. Для листов толщиной 10 мм и более применяются образцы типа 11, для листов толщиной    от    7,5    до    10    мм -

образцы типа 12, Для листов толщиной от 5 до 7,5 мм - образцы типа 13.

Таблица 2.5

Наименование (марка) стали

C

Mn

Si

S

P

Cr

Ni

Cu

Ст3сп3

< 0,22

< 0,65

0,15-0,30

0,050

0,040

0,30

0,30

0,30

С 315

< 0,22

< 0,65

0,15-0,30

0,030

0,035

0,30

0,30

0,30

09Г2С-12 (345-3) 09Г2С-15 (345-4)

< 0,15

1,30-1,70

< 0,80

0,040

0,035

0,30

0,30

0,30

09Г2У

< 0,12

1,4-1,8

0,17-0,37

0,010

0,030

0,30

0,30

0,30

08Г2Б

< 0,09

0,85-1,35

0,15-0,40

0,010

0,030

0,3

0,40-0,65

0,3

10Г2ФБ

0,09-0,12

1,55-1,75

0,15-0,35

0,006

0,020

0,30

0,30

0,30

09ГБЮ

0,08-0,11

1,1-1,4

< 0,3

0,006

0,025

0,30

0,30

0,30

10Г2СБ

< 0,13

1,38-1,8

0,25-0,50

0,020

0,025

0,30

0,30

0,30

08Г2Б-У 08Г2БТ-У

0,07-0,11

1,45-1,65

0,2-0,4

0,010-0,006

0,020

0,30

0,30

0,30

С590К (12ГН2М ФАЮ)

< 0,14

0,90-1,4

0,020-0,50

0,035

0,035

0,20-0,50

1,40-1,75

0,30

112ГН2М ФАЮ-У

0,09-0,14

0,09-0,14

0,2-0,5

0,010

0,020

0,20-0,50

1,40-1,75

0,30

Продолжение табл. 25

Наименование (марка) стали

Ti

Al

V

Nb

N

Другие элементы

Углеродный

эквивалент

Ст3сп3

-

0,020

-

-

< 0,008 мартен.

As < 0,08

С 315

-

-

-

-

09Г2С-12 (345-3) 09Г2С-15 (3454)

-

-

-

-

< 0,008 мартен. < 0,012 эл. печь

As < 0,08

09Г2У

-

-

-

-

< 0,012

по расчету Са 0,002-0,01

08Г2Б

-

-

-

0,02-0,4

-

по расчету Са 0,002-0,01

10Г2ФБ

< 0,035

0,05

0,09-0,12

0,02-0,12

< 0,010

-

< 0,43

09ГБЮ

-

0,02-0,05

-

0,06-0,08

< 0,010

Са 0,004

< 0,38

10Г2СБ

0,005-0,02

0,01-0,06

< 0,10

0,03-0,05

< 0,12

-

< 0,44

08Г2Б-У 08Г2БТ-У

0,015-0,04 0,070,09

< 0,05

0,025-0,45 0,010,03

< 0,010

-

< 0,43

С590К (12ГН2М ФАЮ)

-

0,05-0,10

0,05-0,1

-

0,02-0,03

Мо 0,15-0,25

112ГН2М ФАЮ-У

-

0,02-0,05

0,05-0,10

-

0,02-0,03

Мо 0,15-0,25 Са 0,002-0,01

*

При введении ванадия сталь марки 10Г2СБ обозначается 10Г2СФБ.

Таблица 2.6

Наименование или марка стали3)

Толщина листа, мм

Предел текучести, Н/мм2

Времен. сопротивление, Н/мм2

Относительн. удлинение, %

Изгиб до параллельности сторон

не менее

1

2

3

4

5

6

С255 (Ст3сп5)

От 4 до 10 вкл.

245

380

25

d = 1,5 a1)

Св. 10 до 20

245

370

25

d = l,5 a

Св. 20 до 40

235

370

25

d = 2,0 а

С315

До 10 вкл.

315

440

21

d = 2,0 а

Св. 10 до 20

296

420

21

d = 2,0 а

Св. 20 до 40

275

400

21

d = 2,0 а

Св. 40 до 50

255

390

21

d = 2,0 a

С 345-3 (09Г2С-12)

От 4 до 10 вкл.

345

490

21

d = 2 a

С 345-4 (09Г2С-15)

Св. 10 до 20

325

470

21

d = 2 a

Св. 20 до 40

305

460

21

d = 2 a

Св. 40 до 60

285

450

21

d = 2 a

09Г2У

От 8 до 20 вкл.

305

440-640

21

d = 2 a

Св. 20 до 32

295

440-640

21

d = 2 a

08ГНБ

От 8 до 25 вкл.

350

500

26

d = 2 a

10Г2ФБ

От 4 до 9

450

550

22

d = 2 a

От 10 до 28 вкл.

430

520

17

d = 2 a

09ГБЮ

От 4 до 12 вкл.

390

550

23

d = 2 a

10Г2СБ

От 8 до 15 вкл.

480-600

590-690

22

d = 2 a

Св. 15 до 25

480-600

590-690

22

d = 2 a

08Г2БТ-У, 08Г2Б-У

От 8 до 16 вкл.

480-580

590-690

22

d = 2 a

С 590 К

От 10 до 40 вкл.

590

685

14

d = 3 a

122ГН2М ФАЮ-У

От 10 до 40 вкл.

690-785

690-880

14

d = 3 a

Продолжение табл. 26

Наименование или марка стали3)

Ударная вязкость KCV, Дж/см2 2)

+ 20

+ 10

0

- 10

- 15

- 20

- 30

- 35

- 40

- 50

- 60

После мех. старения при 20 ° С

не менее

1

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

С255 (Ст3сп5)

35

30

30

35

30

30

35

30

30

С315

35

30

30

35

30

30

35

30

30

30

С 345-3 (09Г2С-12)

35

35

С 345-4 (09Г2С-15)

35

35

35

35

35

35

09Г2У

35

35

35

35

08ГНБ

50

35

10Г2ФБ

60

50

35

35

60

50

35

35

09ГБЮ

60

35

10Г2СБ

50

50

08Г2БТ-У, 08Г2Б-У

70

50

50

С 590 К

50

35

35

122ГН2М ФАЮ-У

50

35

35

^ d - диаметр оправки; а - толщина образца.

2) при изменении для марки стали нормируемого значения ударной вязкости область применения его меньшего значения ограничивается температурой, при которой нормируется большее значение ударной вязкости.

2.6.2. Определение ударной вязкости проводят на поперечных образцах, у которых длинная сторона ориентирована поперек главному направлению NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009 9:48:01

прокатки листов.

2.6.3.    Испытанию при заданной температуре подвергаются три образца от партии (листа). Определяется среднее значение ударной вязкости, которое должно быть не ниже нормированной величины. Для одного из трех образцов допускается значение ударной вязкости ниже нормированной величины, но не ниже 70 % от нее.

2.6.4.    Выбор температуры испытания зависит от гарантированного минимального предела текучести стали.

Для листов с гарантированным минимальным пределом текучести 390 МПа и ниже температура испытания определяется по графику (рис. 2.1). При этом учитывают гарантированный минимальный предел текучести, расчетную температуру металла, толщину листа.

Рис. 2.1. График определения температуры испытания с учетом предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов (штриховой линией

показан порядок действий).

Для листов с гарантированным минимальным пределом текучести выше 390 МПа температура испытаний должна быть не выше расчетной температуры металла.

Г арантированный минимальный предел текучести для выбираемого варианта стали и толщины листа может быть взят по табл. 2.6.

2.6.5.    Нормированная величина ударной вязкости зависит от гарантированного минимального предела текучести и направления вырезки образцов

2

(поперечных или продольных). На поперечных образцах для листов с пределом текучести 345 МПа и ниже она равна 35 Дж/см , для листов с более

2

высоким гарантированным пределом текучести она составляет не менее 50 Дж/см .

2.6.6.    Для стали с пределом текучести 315 МПа и ниже допускается (в интервале температур, ограничиваемых сверху нормируемым уровнем ударной вязкости 35 Дж/см2) снижение нормируемого значения ударной вязкости на поперечных образцах до 30 Дж/см2 при условии, что для одного из трех образцов разрешается снижение значения ударной вязкости на 5 % ниже нормированной величины.

2.6.7.    Для фасонного проката определение ударной вязкости производится на продольных образцах, длинная сторона которых совпадает с длиной проката, при этом нормируемое значение ударной вязкости марки стали повышается по сравнению с листовым прокатом аналогичной толщины на 20

Дж/см2.

2.6.8.    Для сталей, у которых в нормативных документах отсутствуют требования по ударной вязкости на образцах типа Шарпи, допускается оценку качества стали проводить на образцах типа Менаже. При этом уровень ударной вязкости и температура испытания образцов назначаются на основании нормативных документов.

2.7. Условия приемки

2.7.1.    Листовая сталь для основных элементов конструкций должна поставляться металлургическим организациями партиями. Партию составляют листы одной марки стали, одной плавки - ковша, одной толщины, изготовленные по одинаковой технологии, включая режимы прокатки и термической обработки. Масса поставляемой партии проката из углеродистой стали не должна превышать норм, установленных стандартом.

2.7.2.    Листы каждой партии должны сопровождаться документом о качестве. В документе о качестве кроме характеристик, предусмотренных требованиями стандарта, должны быть указаны характеристики, предусмотренные дополнительными требованиями настоящих Правил.

2.8. Дополнительные требования, указываемые в заказе листов

2.8.1.    В заказе на изготовление проката для основных элементов конструкций резервуаров наряду с наименованием марки стали, номером стандарта, геометрических размеров листов (толщины, ширины, длины) и их массы указываются следующие дополнительные требования:

симметричное расположение поля допуска по толщине или поле допуска с постоянным предельным нижним отклонением, равным 0,3 мм;

точность изготовления по толщине (ВТ или AT), по ширине (АШ или БШ), по плоскостности (ПО или ПВ), по серповидности (СП);

масса партии (40 т);

ограничение углеродного эквивалента для стали класса прочности 390 и ниже экв 0,43 %);

требования к ударной вязкости: тип образца (11, 12 или 13 согласно действующему стандарту, поперечные или продольные); температура испытания, ° С; нормированная величина ударной вязкости (30, 35, 50, 60 или 70 Дж/см ).

Качество поверхности листов должно удовлетворять требованиям стандарта.

2.8.2. При заказе металлопроката по п. 2.3.3 требования к прокату по размерам, толщине, ширине, точности проката по толщине, плоскостности и серповидности характера кромки указываются в соответствии с установленными требованиями.

2.8.3.    По требованию заказчика листы стали для основных элементов конструкций должны применяться с гарантией сплошности после ультразвукового контроля в соответствии со стандартом. Класс сплошности - 0; 1. Неконтролируемые зоны листа не должны превышать: у продольной кромки - 5 мм, у поперечной кромки - 10 мм.

2.9. Фасонный прокат

Фасонный прокат, входящий в состав основных элементов конструкций резервуаров (элементы каркаса стационарных крыш, опорные кольца резервуаров с плавающей крышей, подкосы, кольца жесткости стенки и др.), также должен удовлетворять требованиям к материалу, предусмотренным п.

2.2 и 2.6. Это оговаривается в соглашении изготовителя конструкций резервуара с поставщиком фасонного проката.

2.10. Материал вспомогательных конструкций

Требования к материалу вспомогательных конструкций должны соответствовать строительным нормам и правилам для строительных стальных конструкций с учетом условий эксплуатации, действующих нагрузок и климатических воздействий.

2.11.    Сварочные материалы

Сварочные материалы (электроды, сварочная проволока, флюсы, защитные газы) должны выбираться в соответствии с требованиями технологического процесса изготовления и монтажа конструкций и выбранных марок стали. При этом применяемые сварочные материалы и технология сварки должны обеспечивать механические свойства сварного шва не ниже свойств, установленных требованиями для рекомендуемых в настоящих Правилах выбранных сталей.

2.12.    Материал болтов и гаек

2.12.1. Материалом монтажных болтов и гаек, временно используемых при сборке элементов вспомогательных конструкций (лестниц, площадок,

ограждений), а также крыш, опорных колец и т.п., допускается сталь марок 20пс или 20.

2.12.2.    При выборе материала болтов и гаек для фланцевых присоединений трубопроводов к патрубкам следует учитывать расчетную температуру металла. При расчетной температуре до - 40 °С включительно для болтов и гаек рекомендуется сталь марки Ст3сп5, при расчетной температуре от - 40 °С до - 50 °С включительно - сталь марки 09Г2С категории 12, при расчетной температуре ниже - 50 °С - сталь марки 09Г2С категории 13.

2.12.3.    Выбор марок стали для фундаментных болтов рекомендуется производить согласно действующему стандарту.

III. КОНСТРУКЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Сварные соединения и швы

3.1.1.    Термины и определения сварных соединений принимать в соответствии с нормативными документами на сварку.

3.1.1.1.    Стыковое соединение - сварное соединение двух элементов, примыкающих друг к другу торцевыми поверхностями.

3.1.1.2.    Угловое соединение - сварное соединение двух элементов, расположенных под углом и сваренных в месте их примыкания.

3.1.1.3.    Нахлесточное соединение - сварное соединение двух элементов, расположенных параллельно и частично перекрывающих друг друга.

3.1.1.4.    Тавровое соединение - сварное соединение, в котором торец одного элемента приварен под прямым углом к боковой поверхности другого элемента.

3.1.2. Термины и определения сварных швов.

3.1.2.1.    Стыковой шов - сварной шов стыкового соединения с различной разделкой кромок: прямоугольной, Х-образной, К-образной, V-образной.

3.1.2.2.    Угловой шов - сварной шов углового, нахлесточного или таврового соединения.

3.1.2.3.    Типы сварных швов:

непрерывный шов - сварной шов без промежутков по длине;

прерывистый шов - сварной шов с промежутками по длине, участки шва должны быть не менее 50 мм; прихватки, выполняемые для фиксации взаимного расположения свариваемых элементов.

3.1.3.    Конструктивные элементы сварных соединений и швов, как правило, должны соответствовать требованиям стандартов на применяемый вид сварки:

для ручной дуговой сварки;

для автоматической и полуавтоматической сварки под флюсом; для дуговой сварки в среде защитных газов.

3.1.4.    Общие требования к сварным соединениям

3.1.4.1.    Сварные швы соединений должны быть плотнопрочными и соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости, углу загиба.

3.1.4.2.    Для улучшения коррозионной стойкости металл шва и основной металл по химическому составу должны быть близки друг к другу.

3.1.4.3.    Технологию сварки следует выбирать таким образом, чтобы избежать возникновения значительных сварочных деформаций и перемещений элементов конструкций.

3.1.5.    Ограничения на сварные соединения и швы

3.1.5.1.    Прихватки не рассчитываются на силовые воздействия.

3.1.5.2.    Стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в табл. 3.1, могут выполняться так же, как и деталей одинаковой толщины; конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине.

Таблица 3.1

Толщина тонкой детали, мм

Допускаемая разница толщины, мм

до 4

1

свыше 4 до 20

2

свыше 20 до 30

3

свыше 30

4

При разности в толщине свариваемых деталей выше значений, указанных

в табл. 3.1, на детали, имеющей большую толщину, должен быть сделан скос

под углом 15 ° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали. При этом конструкцию разделки кромок и размеры сварного шва следует выбирать по меньшей толщине.

3.1.5.3.    Не допускается смещение свариваемых кромок более:

а)    1,0 мм - для деталей толщиной t = 4 ^ 10 мм;

б)    0,1 t - для деталей толщиной t = 10 - 40 мм, но не более 3 мм.

3.1.5.4.    Максимальные катеты угловых сварных швов не должны превышать 1,2 толщины более тонкой детали в соединении.

3.1.5.5.    Для деталей толщиной 4 - 5 мм катет углового сварного шва должен быть равен 4 мм.

Для деталей большей толщины катет углового шва определяется расчетом или конструктивно, но должен быть не менее 5 мм.

3.1.5.6.    Заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык.

3.1.5.7.    Нахлесточное соединение со сваркой с одной стороны допускается при сборке днища и крыши из рулонных заготовок с величиной нахлестки не менее 30 мм. При полистовой сборке днищ и крыш допускаются сварные соединения листов встык на подкладке и нахлесточные соединения с величиной нахлестки 5 t, но не менее 30 мм.

3.2. Применяемые соединения

3.2.1. Вертикальные соединения стенки.

Вертикальные соединения стенки должны быть стыковыми с полным проплавлением по толщине листов (рис. 3.1).

а)    б)

Рис. 3.1. Вертикальные стыковые соединения стенки:

а - без разделки кромок; б - со скосом двух кромок; в - с двумя скосами кромок; г - с криволинейным скосом кромок.

Вертикальные соединения листов в прилегающих поясах стенки должны быть смещены относительно друг друга на расстояние не менее 8 t, где t -наибольшая из толщин листов прилегающих поясов.

Для резервуаров II и III класса при изготовлении стенки из рулонных полотнищ допускаются вертикальные заводские и монтажные стыковые соединения без смещения.

Расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее: до вертикальных швов - 250 мм, до горизонтальных NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009 9:48:01

швов - 100 мм.

Вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища.

3.2.2 Горизонтальные соединения стенки.

Г оризонтальные соединения листов должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением (рис. 3.2).

а)    б)    а)

Рис. 3.2 Горизонтальные стыковые соединения стенки: а) без разделки кромок; б) с криволинейным скосом одной кромки верхнего листа; в) с двумя скосами одной кромки верхнего листа.

Листы вышележащего пояса должны располагаться в пределах толщины листа нижележащего пояса. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается проектом.

3.2.3. Соединения днища.

3.2.3.1.    Стыковые соединения применяются при заводском изготовлении рулонируемых полотнищ днищ. Стыковые соединения на остающейся подкладке применяются для сварки кольцевых окраек, а также при полистовой сборке центральной части днищ.

3.2.3.2.    Нахлесточные соединения днища применяются для соединения между собой рулонируемых полотнищ днищ, листов центральной части днищ при их полистовой сборке, а также для соединения центральной части днищ с кольцевыми окрайками (рис. 3.3, 3.4, 3.5).

Рис. 3.3. Соединения полотнищ днища.

—л--

Рис. 3.4. Соединение листов центральной части днища.

Рис. 3.5. Соединение центральной части с окрайками днища.

3.2.4. Соединение днища со стенкой.

Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки 20 мм и менее рекомендуется тавровое сварное соединение без разделки кромок (рис 3.6, а). Размер катета каждого углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки.

Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки более 20 мм должно применяться тавровое сварное соединение с разделкой кромок, представленное на рис. 3.6, б. Сварные швы должны выполняться, как минимум, в два прохода.

Рис. 3.6. Соединение днища со стенкой.

3.2.5.    Соединение листов крыши.

Для соединения листов крыши применяются стыковые и нахлесточные соединения.

3.2.6.    Соединения стационарной крыши со стенкой резервуара (см. п. 3.7).

3.3. Исходные данные для проектирования

3.3.1.    Общие положения:

-    расположение резервуаров - наземное на специально устроенном основании, выполненном по заданию заказчика;

-    геометрические параметры - с учетом строительных норм и правил, требований противопожарных норм и с учетом геологических изысканий площадки

строительства (в приложении 1 приведены основные параметры резервуаров объемом от 100 до 50000 м3, которые предпочтительно применять в соответствии с требованиями настоящего документа);

метод изготовления (полистовое или рулонное исполнение) - задает заказчик.

3.3.2.    Данные, представляемые заказчиком: геометрические параметры или объем резервуара;

тип резервуара: со стационарной крышей (с понтоном или без понтона), с плавающей крышей и другие конструктивные особенности; район строительства;

наименование хранимого продукта с указанием наличия вредных примесей в продукте (содержание серы, сульфидов водорода и т.д.) для обеспечения необходимых мероприятий; удельный вес продукта;

максимальная и минимальная температура продукта; избыточное давление и относительное разрежение; нагрузка от теплоизоляции;

схема расположения и нагрузки от технологического оборудования; потребность в зачистных люках и зумпфах;

оборачиваемость продукта (изменение уровня налива продукта во времени);

уровень подтоварной воды;

срок службы резервуара;

припуск на коррозию элементов резервуара.

Данные должны быть согласованы заказчиком и проектировщиком.

3.3.3.    При отсутствии полного задания следует руководствоваться п. 1.4 настоящих Правил.

3.4. Конструкция днища

3.4.1.    Днища резервуаров могут быть плоскими или коническим с уклоном от центра или к центру (рекомендуемая величина уклона 1 : 100).

3

3.4.2.    Все листы днища резервуаров объемом 1000 м и менее должны иметь номинальную толщину не менее 4 мм, исключая припуск на коррозию.

3

Днища резервуаров объемом от 2000 м3 и более должны иметь центральную часть и утолщенные кольцевые окрайки. Все листы центральной части днища указанных резервуаров должны иметь номинальную толщину не менее 4 мм, исключая припуск на коррозию.

3.4.3.    Кольцо из листов окраек должно быть круговой формы с внешней стороны, внутренняя граница окраек может иметь форму правильного многоугольника с числом сторон, равным числу листов окрайки. Радиальная ширина окрайки должна обеспечивать расстояние между внутренней поверхностью стенки и швом приварки центральной части днища не менее 300 мм.

Толщина кольцевых окраек должна быть не менее величин, приведенных в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Толщина нижнего пояса стенки резервуара, мм

Минимальная толщина кольцевой окрайки, мм

До 7 вкл.

6

8 - 11 вкл.

7

12 - 16 вкл.

9

17 - 20 вкл.

12

20 - 26 вкл.

14

Свыше 26

16

3.4.4.    Кольцевые окрайки собираются между собой с клиновидным зазором и свариваются между собой односторонними стыковыми швами на остающейся подкладке (см. рис. 3.5).

3.4.5. Центральная часть днища может быть выполнена как в полистовом, так и в рулонном исполнении. Рулонные полотнища изготовляются на заводе из листов, сваренных встык.

При монтаже центральной части днища полистовым методом применяются нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке (см. рис.

3.4).

Нахлесточные соединения днищ свариваются угловым швом только с верхней стороны (см. рис. 3.3).

В зоне пересечения нахлесточного соединения днища с нижним поясом стенки должна быть образована ровная поверхность (см. рис. 3.5).

3.5. Конструкция стенки

3.5.1.    Расчетные значения толщины листов стенки определяются исходя из проектного уровня налива продукта или воды при гидроиспытаниях. Номинальные толщины листов стенки резервуара назначаются с учетом минусового допуска на прокат и могут включать припуск на коррозию.

3.5.2.    Номинальные толщины стенок резервуара определяются в три этапа: предварительный выбор толщин поясов;

корректировка толщин при поверочном расчете на прочность, включая и расчет на сейсмическое воздействие для сейсмоопасных районов. корректировка толщин при проведении расчета на устойчивость.

3.5.3.    Предварительный выбор номинальных толщин поясов производится с помощью расчета на эксплуатационные нагрузки, на нагрузку гидроиспытаний и по конструктивным требованиям.

3.5.3.1.    Минимальная расчетная толщина стенки t в каждом поясе для условий эксплуатации рассчитывается по формуле

где g - ускорение свободного падения в районе строительства; р - плотность продукта;

Н - высота налива продукта;

z - расстояние от дна до нижней кромки пояса;

r - радиус срединной поверхности пояса стенки резервуара;

R - расчетное сопротивление материала;

g - коэффициент условий работы, равный 0,7 для нижнего пояса, равный 0,8 для всех остальных поясов.

3.5.3.2.    Минимальная расчетная толщина стенки в каждом поясе для условий гидравлических испытаний рассчитывается по формуле:

где pg - плотность используемой при гидроиспытаниях воды;

H - высота налива воды при гидроиспытаниях;

о

g = 0,9 - коэффициент условий работы при гидроиспытаниях для всех поясов одинаков (в дополнение к обозначениям п. 3.5.3.1).

3.5.3.3. Номинальная толщина t каждого пояса стенки выбирается из сортаментного ряда таким образом, чтобы разность t и минусового допуска А на прокат была не меньше максимума из трех величин:

где с - припуск на коррозию;

tj- минимальная конструктивно необходимая толщина, определяется по табл. 3.3.

Таблица 3.3

Диаметр резервуара D, м

Толщина стенки tj, мм

Рулонное исполнение

Полистовое исполнение

Стационарная крыша

Плавающая крыша

D < 16

4

4

5

16 < D < 25

6

5

7

25 < D < 35

8

6

9

D > 35

10

8

10

3.5.4. Поверочный расчет на прочность и расчет на устойчивость проводится для расчетной толщины tp поясов, которая определяется как разность номинальной толщины t, минусового допуска на прокат и припуска на коррозию

tp = t - А - с.

Поверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара проводится по формуле

ft-- - •

'Ry'YjY*


или по формуле

где Gy - меридиональное напряжение;

S - кольцевое напряжение;

g - коэффициент условий работы, принимается по п. 3.5.3.1; gn - коэффициент надежности по назначению, для резервуаров: gn = 1,1 - I класса, gn = 1,05 - II класса,

g = 1,0 - III класса.

Расчетные формулы приведены для резервуара со стационарной крышей. При расчете резервуара с плавающей крышей нагрузки в формулах пп. 3.5.4.1,

3.5.4.2, обязанные своим происхождением стационарной крыше, не учитываются.

3.5.4.1. Кольцевое напряжение вычисляется для нижней точки каждого пояса:

где Ри - избыточное давление в резервуаре (в дополнение к обозначениям п. 3.5.3.1).

В формуле учтен коэффициент надежности по нагрузке для избыточного давления в резервуаре.

3.5.4.2. Меридиональное напряжение s с учетом коэффициентов надежности по нагрузке и коэффициентов для основного сочетания нагрузок вычисляется для нижней точки пояса по формуле

[1,05 ¦ GM + 0,95 ¦ (1,05 ¦ G0 +1,2 ¦ G7) ]/(2 ¦ р ¦ г ¦ tp) + (0,9 ¦ 1,4 ¦ s - 0,95 ¦ 1,2 ¦ Ри") ¦ rj{2 ¦ tp),

где GM - масса металлоконструкций выше расчетной точки,

G0 - масса стационарного оборудования выше расчетной точки,

Gy - масса утеплителя выше расчетной точки, s - полное нормативное значение снеговой нагрузки.

3.5.4.3.    Расчет на сейсмическое воздействие выполняется специализированной организацией.

3.5.4.4.    При невыполнении условия п. 3.5.4 следует увеличить толщину соответствующего пояса.

3.5.5.    В качестве альтернативного варианта по согласованию с заказчиком минимальные расчетные толщины tc каждого пояса стенки для условий эксплуатации и минимальные расчетные толщины t для условий гидравлических испытаний могут назначаться на основе расчета наибольших

о

мембранных кольцевых напряжений 2 в каждом поясе стенки, рассматриваемой как составная цилиндрическая оболочка переменной толщины. Граничные условия в месте сопряжения стенки с днищем задаются в виде нулевых радиальных перемещений и изгибающего момента, равного пластическому моменту в листе окрайки. Подбор толщин производится итерационным методом, уменьшая начальную толщину, определенную по п. 3.5.3.1, пока выполняется условие п. 3.5.4.

Назначение минимальной толщины по описанной методике в резервуарах большого объема может уменьшить расчетную толщину поясов.

3.5.6.    Расчет стенки резервуара на устойчивость выполняется с помощью проверки соотношения

где sa1 - первое (меридиональное) критическое напряжение,

Sa2 - второе (кольцевое) критическое напряжение.

3.5.6.1. Первое критическое напряжение вычисляется по формуле

3.5.6.2.    Второе критическое напряжение вычисляется по формуле

где Нг - редуцированная высота резервуара, а при постоянной толщине стенки для резервуара со стационарной крышей Hr равно полной высоте стенки резервуара

3.5.6.3.    Редуцированная высота резервуара вычисляется по формуле

где t . - расчетная толщина листа i-го пояса, h - высота i-го пояса.

В резервуарах с плавающей крышей для верхнего пояса в качестве h.i берется расстояние от нижней кромки пояса до ветрового кольца.

3.5.6.4.    Меридиональное напряжением вычисляется для нижней кромки участка стенки постоянной толщины по формуле

где Рвак - величина относительного разрежения в резервуаре (вакуум).

Знак напряжения сжатия s^ условно заменен на положительный.

3.5.6.5. При расчете на устойчивость кольцевое напряжение s> в резервуарах со стационарной крышей зависит от Рвак и эквивалентного ветрового внешнего давления Рвет

где Рвет - значение ветрового давления на уровне верха резервуара Н0 (в соответствии со строительными нормами и правилами).

Для резервуаров с плавающей крышей вместо Рвак учитывается разрежение от ветра

где с. - аэродинамический коэффициент, определяемый в зависимости от отношения высоты резервуара Н0 к его диаметру (в соответствии со строительными нормами и правилами).

Знак напряжения сжатия s> условно заменен на положительный.

3.5.6.6. При невыполнении условия п. 3.5.6 для обеспечения устойчивости стенки можно увеличить толщину верхних поясов, или установить промежуточные кольца жесткости, или то и другое вместе.

3.5.7. Расчет положения промежуточных колец жесткости производится следующим образом. Обеспечить устойчивость стенки с помощью

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    9:48:01

промежуточных колец жесткости возможно только при выполнении условия ^i/^i ^ ^. В этом случае из соотношения п. 3.5.6 при известных <т^, <7    <т2

вычисляется величина второго критического напряжения G^, затем из соотношения п. 3.5.6.2 находится значение редуцированной высоты Нг max, при

котором условие п. 3.5.6 будет выполнено.

3.5.7.1.    Место установки первого промежуточного кольца жесткости определяется по следующему алгоритму. Последовательно суммируются приведенные высоты поясов по формуле п. 3.5.6.3 начиная с верхнего пояса вниз. Высота верхнего пояса для резервуара с плавающей крышей по-прежнему отсчитывается от уровня ветрового кольца. В процессе суммирования находится номер j-го пояса, в котором приведенная высота переходит через значение Hrmax, а также приведенная высота Нд, соответствующая нижней кромке этого пояса. Высота установки кольца над нижней кромкой j-го

пояса hj1 вычисляется по формуле

Если расчетное место установки кольца попадает ближе 150 мм к горизонтальному сварному шву или есть конструктивные препятствия по установке кольца, место установки переносится выше.

Параметры кольца жесткости находятся по методике п. 3.6.4 в зависимости от диаметра резервуара.

3.5.7.2.    После назначения места установки первого кольца жесткости продолжается расчет места установки второго (третьего, ...) кольца жесткости по алгоритму п. 3.5.7.1, полагая, что место стационарной крыши (ветрового кольца открытого резервуара) занимает предыдущее кольцо жесткости.

3.5.7.3.    Если приведенная высота последнего участка между нижним кольцом жесткости и днищем окажется существенно меньше допустимой Нгmax,

следует распределить общее количество колец по стенке таким образом, чтобы приведенные высоты всех участков были по возможности одинаковыми.

3.5.7.4.    В качестве альтернативного варианта по согласованию с заказчиком расчет на устойчивость и определение положения промежуточных колец жесткости могут быть проведены методом конечного элемента с учетом различных толщин поясов оболочки. С помощью такого расчета могут быть уточнены количество и расположение колец жесткости, а также расчетные толщины поясов оболочки. Граничные условия для расчета задаются, как описано в п. 3.5.5.

3.6. Конструкция колец жесткости на стенке

3.6.1.    Резервуары с плавающей крышей должны иметь верхнее кольцо жесткости, устанавливаемое на верхнем поясе стенки. В соответствии с расчетом на устойчивость стенки в резервуаре могут устанавливаться промежуточные кольца жесткости, количество которых и положение на стенке определено в пп. 3.5.7.1 - 3.5.7.3.

3.6.2.    Верхнее кольцо жесткости резервуара без стационарной крыши, используемое в качестве обслуживающей площадки, должно иметь ширину не менее 800 мм и иметь ограждения по внешней стороне. Кольцо жесткости должно оборудоваться опорами в виде подкосов, прикрепляемых к стенке резервуара.

3.6.3.    Сечение верхнего кольца жесткости подбирается из условия действия в нем максимального изгибающего момента М, который вычисляется по формуле

В формуле коэффициент надежности по ветровой нагрузке принят равным 1,4.

3.6.3.1. Если верхнее кольцо жесткости выполнено из листа и приварено к стенке сплошным угловым швом, в момент инерции кольца включаются части оболочки стенки шириной до 15 расчетных толщин листа пояса вверх и вниз от места сварки.

3.6.4.    В случае необходимости установки промежуточных колец жесткости, место расположения которых рассчитано по методике п. 3.5.7.1, необходимое сечение подбирается из условия восприятия изгибающего момента

где Иг max - значение редуцированной высоты стенки, определяемое по методике п. 3.5.7.

г max


выше и ниже места приварки кольца


3.6.4.1. В момент инерции промежуточного кольца жесткости можно включить части оболочки шириной

или вычислять его относительно наружной поверхности стенки.

3.6.5.    Сечение подкосов верхнего кольца жесткости и расстояние между ними определяются расчетом.

3.6.6.    Кольца жесткости располагаются на стенке на расстоянии не менее 150 мм от горизонтальных швов стенки.

3.6.7.    Конструкция крепления элементов колец жесткости к стенке резервуара указывается в проекте. Сварные соединения секций    колец    между    собой

должны выполняться стыковыми швами с полным проваром или на накладках.

3.6.8.    При наличии на резервуаре пожарной системы орошения конструкция колец жесткости должна обеспечивать    орошение    стенки    ниже уровня

кольца.

3.7. Стационарные крыши

3.7.1.    В настоящем разделе устанавливаются общие требования к конструкциям стационарных крыш.

Конструкции подразделяются на следующие типы:

самонесущая коническая крыша, несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила; каркасная коническая крыша, состоящая из элементов каркас и настила;

купольная крыша, поверхность которой близка к сферической и образуется изогнутыми элементами каркаса и укрупненными элементами настила. Разрешается применение крыш других конструкций при условии выполнения общих требований настоящих Правил.

3.7.2.    Все крыши по периметру опираются на стенку резервуара с использованием кольцевого элемента жесткости. Минимальный размер кольцевого уголка должен быть не менее 63*5 мм.

3.7.3.    Минимальная номинальная толщина элементов принимается равной 4 мм. Величина прибавки для компенсации коррозии принимается с учетом условий эксплуатации, срока службы и скорости коррозии.

3.7.4.    Все элементы и узлы крыши проектируются таким образом, чтобы максимальные напряжения в них не превышали расчетных (без учета припуска на коррозию).

3.7.5.    Самонесущая коническая крыша.

3.7.5.1.    Рекомендуемые требования к геометрическим параметрам самонесущей конической крыши:

максимальный и минимальный углы наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должны составлять 30 ° и 15 ° градусов соответственно;

3.7.5.2.    Минимальная расчетная толщина полотна 4 конической крыши по условию устойчивости без припуска на коррозию определяется по формуле

где Р - расчетная нагрузка;

Е - модуль упругости стали;

в- угол крыши с горизонтальной плоскостью.

2

Здесь gM - вес 1 м листа крыши; 2

gy - вес 1 м утеплителя;

s - полное нормативное значение снеговой нагрузки;

Рвак - величина относительного разрежения в резервуаре под крышей.

Формула применима для углов в< 30° и при выполнении условия,    которое    следует    проверить    после    вычисления    первого    приближе:

ния

для t^. Поскольку Р, в свою очередь, зависит от предварительно неизвестной толщины t^, для расчета потребуется несколько последовательных

приближений, в качестве начального приближения может быть принята минимальная номинальная толщина по п. 3.7.3.

3.7.5.3. Оболочка крыши может быть изготовлена в виде рулонируемого полотнища (из одной или нескольких частей) или полистовым методом на монтаже.

3.7.5.4.    Узел крепления крыши к верху стенки может выполняться по одному из вариантов, представленному на рис. 3.7. Узел должен быть рассчитан на кольцевое растягивающее усилие Nk под углом в к горизонту по формуле

где Р - расчетная нагрузка, определенная в п. 3.7.5.2.

3.7.5.5. В резервуарах, работающих с избыточным внутренним давлением, узел крепления крыши к верху стенки рассчитывается на кольцевое сжимающее усилие

где Pj - максимальное избыточное давление;

gmin - минимальная вертикальная расчетная нагрузка от веса крыши, gmin = 0,9 (gm + gy).

Узел должен быть рассчитан на устойчивость при действии погонного усилия

3.7.5.6. На рис. 3.7 заштрихована площадь поперечного сечения узла, которую можно использовать для восприятия усилий Расчетную площадь составляют участок крыши шириной 1^, вычисляемой по формуле

участок стенки резервуара шириной 1С

и подкрепляющие узел элементы.

Рис. 3.7. Соединения конической крыши со стенкой.

3.7.6.    Каркасная коническая крыша.

3.7.6.1. Угол наклона образующей крыши к горизонтальной поверхности принимается от » 4,7° (уклон 1 : 12) до » 9,5° (уклон 1 : 6).

3.7.6.2.    Рекомендуется применять каркасные конические крыши двух типов:

сборные щитовые, состоящие из соединенных между собой элементов каркаса и настила;

с настилом, не приваренным к несущим элементам (каркасу). Щиты и стропила крыш крепятся к стенке резервуара и центральному кольцу.

3.7.6.3.    Щиты крыш или полотнища настила свариваются между собой внахлестку сверху непрерывным угловым швом. При хранении агрессивных продуктов сварка листов (полотнищ) настила крыши, а также приварка их к каркасу производятся как сверху, так и снизу сплошным угловым швом.

3.7.6.4.    Крепление настила крыши к верху стенки осуществляется, как правило, через кольцевой уголок жесткости с минимальным размером 63*5 мм.

3.7.7.    Каркасная купольная крыша.

3.7.7.1.    Самонесущие купольные (сферические) крыши должны отвечать следующим требованиям: минимальный радиус сферической поверхности равен 0,8 D;

максимальный радиус - 1,5 D, где D - диаметр резервуара; минимальная толщина настила - 5 мм.

3.7.7.2.    Каркасные купольные крыши могут изготовляться в виде щитов или раздельно из элементов каркаса и листов настила.

3.7.8. Для конической и купольной крыш каркас и узел крепления к стенке резервуара рассчитываются на прочность от воздействия расчетной нагрузки Р, определенной по п. 3.7.5.2, и устойчивость (для резервуаров, работающих с избыточным давлением) от нагрузки Pi - gmin, определенной по п. 3.7.5.5.

3.8. Плавающие крыши

3.8.1.    Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.

3.8.2.    Плавающие крыши могут быть следующих типов:

плавающая крыша однодечной конструкции с герметичными коробами, расположенными по периметру;

плавающая крыша двухдечной конструкции, состоящая из герметичных коробов, образующих всю поверхность крыши; плавающая крыша поплавкового типа.

3.8.3.    Плавающие крыши проектируются таким образом, чтобы при заполнении и опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара.

3.8.4.    Расчетные требования.

3.8.4.1.    Независимо от плотности хранимого в резервуаре продукта плавучесть плавающих крыш рассчитывается на плотность хранимого продукта, равной 0,7 т/м .

3.8.4.2.    Плавучесть однодечной плавающей крыши должна быть обеспечена при потере герметичности центральной части и двух смежных коробов. Плавучесть двухдечной крыши должна быть обеспечена при потере герметичности двух соседних коробов.

По согласованию с заказчиком плавающие крыши могут иметь аварийные водоспуски дождевой воды непосредственно в хранимый продукт. Конструкция плавающей крыши обеспечивается достаточной прочностью, позволяющей при нахождении на стойках в опорожненном резервуаре, выдерживать временную нормативную распределенную нагрузку, равную 1,5 кПа.

3.8.5.    Конструктивные требования.

3.8.5.1.    Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней.

3.8.5.2.    Центральная часть и каждый короб плавающей крыши должны быть герметичны и соответствующим образом испытаны (вакуум-камерой или проникающей жидкостью).

В верхней части короба устанавливается смотровой люк для контроля герметичности. Конструкция крышки и обечайки люка должны исключать попадание осадков внутрь короба.

3.8.5.3.    Конструкция плавающих крыш должна обеспечивать сток ливневых вод с поверхности к водозабору с их отводом за пределы резервуара. Водозаборное устройство однодечной плавающей крыши должно иметь обратный клапан, исключающий попадание хранимого продукта на плавающую крышу при нарушении герметичности трубопроводов водоспуска.

Номинальный диаметр основного водоспуска должен быть: для резервуаров диаметром до 30 м - 75 мм; для резервуаров диаметром от 30 до 60 м - 100 мм; для резервуаров диаметром свыше 60 м - 150 мм.

Доступ на плавающую крышу обеспечивается лестницей, которая автоматически следует любому положению крыши по высоте. Одним из рекомендуемых типов применяемых лестниц является катучая лестница, которая имеет верхнее шарнирное крепление стенке резервуара и нижние ролики, перемещающиеся по направляющим, установленным на плавающей крыше. Катучая лестница должна иметь ограждения с двух сторон и

самовыравнивающиеся ступени и должна быть рассчитана на вертикальную нагрузку 5 кН, приложенную в средней точке лестницы при нахождении ее в любом рабочем положении.

Рис. 3.8. Соединение сферической крыши со стенкой.

3.8.5.4.    Зазор между внешним краем крыши и стенкой резервуара, а также между патрубками в крыше и направляющими обеспечивается уплотнением с помощью специальных устройств (затворов).

Материал затворов должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газоплотности, старения, прочности на истирание, температуры и других факторов.

3.8.5.5.    Плавающие крыши должны иметь опорные стойки, позволяющие фиксировать крышу в положении, при котором возможен свободный проход человека по днищу резервуара под плавающей крышей - около 1800 мм.

По требованию заказчика плавающие крыши могут иметь опорные стойки, позволяющие фиксировать крышу в двух нижних положениях - рабочем и ремонтном.

Опорные стойки, изготовленные из трубы или другого замкнутого профиля, должны иметь отверстия для обеспечения дренажа.

Для распределения динамических нагрузок, передаваемых плавающей крышей на днище резервуара, под опорными стойками плавающей крыши должны быть установлены стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.

3.8.5.6.    Плавающие крыши должны иметь минимум один люк-лаз (световой люк) номинальным диаметром не менее 600 мм, позволяющий осуществлять вентиляцию и вход обслуживающего персонала под плавающую крышу, когда из резервуара удален продукт.

3.8.5.7.    Для исключения вращения плавающей крыши должны использоваться направляющие в виде перфорированных в нижней части труб, которые одновременно могут выполнять и технологические функции, - в них может располагаться устройство для отбора проб или измерения уровня продукта.

3.8.5.8.    Все части плавающей крыши, включая катучую лестницу должны быть электрически взаимосвязаны и соединены со стенкой.

3.9. Понтоны

3.9.1.    Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном должны эксплуатироваться без внутреннего давления и вакуума.

3.9.2.    Основные типы понтонов:

мембранные с открытыми или закрытыми коробами, расположенными по периметру;

двухдечной конструкции из герметичных коробов, расположенных по всей площади понтона;

поплавковые с герметичным настилом;

многослойные с применением пенополиуретана с поверхностным покрытием.

3.9.3.    Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов и вращения.

3.9.4. Периферийная стенка (бортик) понтона с учетом его притопления должна превышать уровень продукта не менее чем на 150 мм. Аналогичное превышение должны иметь патрубки понтона.

3.9.5.    Пространство между стенкой резервуара и понтоном, а также между патрубками понтона и проходящими сквозь патрубки элементами должно быть уплотнено с помощью специальных устройств (затворов).

3.9.6.    Величина зазора между стенкой резервуара и понтоном должна соответствовать принятой конструкции затвора.

3.9.7.    Материл затворов должен выбираться после рассмотрения таких параметров, как температура района строительства резервуара, температура хранимого продукта, проницаемость парами хранимого продукта, прочность на истирание, старение, хрупкость, воспламеняемость и других факторов совместимости с хранимым продуктом.

3.9.8.    Конструкция понтона должна обеспечивать расчетный запас плавучести с учетом плотности хранимого продукта. Расчет плавучести понтона при наличии пустотелых коробов (поплавков) должен производиться для случая, если два любых короба и центральная часть понтона потеряют герметичность.

3.9.9.    Толщина элементов понтона из стали или алюминиевых сплавов определяется на основании прочностных и деформационных расчетов, а также с учетом их коррозионной стойкости в конкретных условиях эксплуатации.

3.9.10.    Все соединения понтона, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, должны быть плотными и проконтролированы на герметичность. Любой уплотняющий соединение материал должен быть совместим с хранимым продуктом.

3.9.11.    Понтон обеспечивается фиксированными либо регулируемыми опорами. Нижнее рабочее положение определяется минимальной высотой, при которой конструкции понтона оказываются выше различных устройств, находящихся на стенке или днище резервуара и препятствующих опусканию понтона.

Опоры, изготовленные из замкнутого профиля, должны имен отверстия в нижней и верхней части для обеспечения дренажа и зачистки.

Во избежание разрушения и нарушения плотности особое внимание должно быть уделено креплению опор к элементам понтона.

3.9.12.    Для распределения динамических нагрузок на днище резервуара, передаваемых понтоном первых двух типов (п. 3.9.2), под опорами понтона устанавливаются стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.

3.9.13.    Понтон должен быть рассчитан таким образом, чтобы в состоянии наплаву или на опорных стойках он мог безопасно удерживать, по крайней мере, двух человек (2 кН), которые перемещаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.

3.9.14.    Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции, - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.

Для исключения вращения понтона могут также использоваться тросовые либо другие конструкции.

3.9.15.    Понтоны могут иметь патрубки для установки вентиляционных устройств, которые исключали бы возникновение перегрузок на настил понтона. Вентиляционные устройства должны быть достаточными для циркуляции воздуха и газов из-под понтона в то время, когда понтон находится на опорах в нижнем рабочем положении в процессе заполнения и опорожнения резервуара. В любом случае (при наличии или отсутствии вентиляционных устройств) скорость заполнения и опорожнения резервуара в режиме нахождения понтона на стойках должна быть минимально возможной для конкретного резервуара.

3.9.16.    В стационарной крыше или стенке резервуара с понтоном предусматриваются вентиляционные патрубки (отверстия), равномерно расположенные по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга (но не менее двух), и один патрубок в центре. Общая открытая площадь этих патрубков (отверстий) должна быть больше или равна 0,06 м на 1 м диаметра резервуара. При эксплуатации резервуара отверстия вентиляционных патрубков должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10*10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных осадков.

3.9.17.    Для доступа на понтон в резервуаре должен быть предусмотрен по меньшей мере один люк-лаз в стенке, расположенный таким образом, чтобы через него можно было попасть на понтон, находящийся на опорных стойках.

3.9.18.    В стационарной крыше резервуара с понтоном должны быть установлены смотровые люки в количестве не менее двух для осуществления визуального контроля уплотнения по периметру понтона. Расстояние между люками должно быть не более 20 м.

3.9.19.    Все токопроводящие части понтона должны быть электрически взаимосвязаны и соединены с внешней конструкцией резервуара. Это может быть достигнуто с помощью гибких кабелей, идущих от стационарной крыши резервуара к понтону (минимум два, равномерно распределенные). При выборе кабелей следует учитывать их прочность, коррозионную стойкость, электрическое сопротивление, надежность соединений, гибкость и срок службы.

3.9.20.    Закрытые короба понтона, требующие визуального контроля и имеющие доступ с верхней части понтона, должны быть снабжены люками с крышками или иными устройствами для контроля за возможной потерей герметичности.

3.10. Резервуары с защитной стенкой

3.10.1.    Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготовляться и монтироваться в соответствии с требованиями настоящих Правил и дополнительными указаниями настоящего пункта (3.10).

3.10.2.    Резервуары с защитной стенкой состоят из основного - внутреннего резервуара, предназначенного для хранения продукта и защитного -наружного резервуара, предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.

Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.

Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от

друга.

3.10.3.    Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80 % от высоты стенки основного резервуара.

Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.

3.10.4.    Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара или для лучшего контроля возможных протечек продукта на разделяющие днища решетки, арматурные сетки или иные прокладки.

Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.

3.10.5.    При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями строительных норм и правил и противопожарными требованиями, утвержденными в установленном порядке, при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.

Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.

3.10.6.    Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:

первый - испытание основного резервуара;

второй - испытание защитного резервуара.

Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.

По результатам испытаний должны составляться раздельные акты испытаний основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.

3.10.7.    При оформлении бланка заказа на резервуар с защитной стенкой по форме приложения А заказчик должен дать приложение к бланку заказа, где в произвольной форме должен указать основные параметры защитного резервуара.

3.11. Патрубки и люки-лазы в стенке

3.11.1.    Общие требования.

3.11.1.1. Необходимо применять такие конструкции патрубков и люков-лазов, которые обеспечивают прочность и герметичность врезок, эквивалентные стенке резервуара.

3.11.1.2.    Зоны врезок патрубков и люков, расположенных в нижних поясах резервуара, подвергаются воздействию усилий и изгибающих моментов от гидростатического нагружения, нагрузок от трубопроводов, осадок резервуара. Внешние нагрузки от присоединяемых трубопроводов желательно минимизировать с помощью компенсационных устройств.

3.11.1.3. Края отверстий, вырезанных в стенке резервуара, для установки патрубков и люков должны быть очищены и не иметь шероховатостей, превышающих 1 мм, а для конструкций возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже - 40 °С - 0,5 мм.

3.11.1.4.    Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками (воротниками), располагаемыми по периметру отверстий. Допускается установка патрубков с условным проходом до 50 мм без усиливающих накладок.

Минимальная площадь поперечного сечения накладки (в вертикальном направлении, совпадающем с диаметром отверстия), должна быть не менее произведения величины диаметра отверстия на толщину листа стенки резервуара. Рекомендуется выбирать толщину насадки, равную толщине стенки.

Усиление стенки в зонах врезок может не производиться в случае применения в данной зоне стенки вставок - листов большей толщины, которая определяется соответствующим расчетом.

3.11.1.5.    Прочность материала накладок предпочтительно должна быть такой же, как и у материала стенки. Допускается применение материала накладок с характеристиками прочности до 80 % основного металла стенки при условии сохранения эффективности усиления. Использование материала для накладок с прочностью большей, чем у материала стенки не должно учитываться в запас прочности.

3.11.1.6.    Патрубки в стенку резервуара должны ввариваться сплошным швом с полным проплавлением стенки.

Катет (К) сплошных угловых швов крепления накладки к стенке резервуара в зоне патрубка должен быть равен толщине стенки при t = 4 + 6 мм; k = t - 1 мм при t = 7 + 10 мм; к = t - 2 м при t = 11 + 15 мм; к = t - 3 мм при t = 16 + 22 мм; к = t - 4 мм при t > 23 мм.

3.11.1.7. Усиливающие накладки должны быть снабжены контрольными отверстиями М 10, располагаемыми на горизонтальной оси патрубка или люка. В случае изготовления усиливающей накладки из двух частей, сваренных горизонтальным швом, контрольные отверстия (по одному в каждой части накладки) располагаются в средней части по высоте полунакладки.

3.11.2. Конструкция патрубков и люков-лазов.

3.11.2.1. Рекомендуемые значения условных проходов патрубков составляют: 80, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 700 мм.

Конструктивное исполнение патрубков должно соответствовать табл. 3.4, 3.5.

Таблица 3.4

Условный проход патрубка, мм

Минимальная толщина обечайки патрубка, То, мм

Минимальное расстояние от стенки до фасадной поверхности фланца L, мм

Диаметр усиливающей накладки Dн, мм

Минимальное расстояние от днища до оси патрубка, Н, мм

с усиливающей кольцевой накладкой

с П-образной усиливающей накладкой

80

5

200

180

200

150

100

5

200

220

250

150

150

6

200

320

300

200

200

6

250

440

340

240

250

8

250

550

390

290

300

8

250

650

450

340

350

10

300

760

500

390

400

10

300

860

550

430

500

12

350

1060

650

530

600

12

350

-

-

600

700

12

350

-

-

600

Таблица 3.5

Параметры

Обозначения

Размеры

Толщина накладки

Т

4-6

7-10

11-15

16-22

> 23

Катет углового шва

Kn

4

8

10

12

14

3.11.2.2.    Для расчета патрубков и фланцев условное давление определяется в техническом задании на проектирование. Фланцы патрубков должны соответствовать стандартам, если иное не оговорено заказом.

3.11.2.3.    Для проникновения внутрь резервуара при его монтаже, осмотре и проведении ремонтных работ, каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в I поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей) кроме того должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу).

3.11.2.4. Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм. Основные параметры и конструкции люков-лазов представлены в табл. 3.6 и на рис. 3Л0, 3Л1, 3Л2, 3.13.

Таблица 3.6

Основные параметры люков-лазов

Наименование

Обозначение

Размер люка

D 600

у

D 800

у

Наружный диаметр крышки и фланца, мм

D

755

975

Диаметр расположения болтов, мм

DB

705

920

Количество болтов, шт.

n

20

24

Номинальный диаметр резьбы болтов, мм

мб

24

27

Диаметр отверстий под болты, мм

do

26

30

Минимальная толщина крышки, мм

Тк

16

21

Диаметр утолщенной части крышки, мм

D

ут

670

880

Диаметр выступа крышки, мм

D

в

590

780

Наружный диаметр обечайки, мм

Do

630

820

Минимальная толщина обечайки, мм

При толщине стенки резервуара:

до 6 мм

6

св. 6 до 10 мм

8

св. 10 до 15 мм

10

св. 15 до 22 мм

То

12

св. 22 до 26 мм

14

св. 26 до 32 мм

16

св. 32 до 38 мм

20

Наружный диаметр усиливающей накладки, мм

D

н

Катет шва приварки усиливающей накладки к обечайке, мм

При толщине стенки резервуара:

до 10 мм

6

св. 10 до 15 мм

8

св. 15 до 22 мм

К

о

10

св. 22 до 26 мм

12

св. 26 до 32 мм

14

св. 32 до 38 мм

16

Параметры фланцев люков в табл. 3.6 принимаются в соответствии со стандартом на условное давление Ру = 0,25 МПа.

Конструктивное исполнение овального люка-лаза размером 600*900 мм должно соответствовать рис. 3.11, 3.12 и табл. 3.6 (для толщин обечайки То и

катета шва Ко, принимаемых по люкам с условным проходом Dy 600 и Dy 800).

Для овального люка-лаза (см. рис. 3.11) с усиливающей накладкой до днища резервуара катет углового шва Kf приварки накладки к днищу принимается по табл. 3.7.

Возможны два варианта усиливающей накладки люка-лаза овального в I поясе: до днища (см. рис. 3.11);

аналогично люку-лазу овальному в III поясе (рис. 3.12).

3.11.2.5. Крышки люков оборудуются поворотным устройством для облегчения открывания и закрывания.

Таблица 3.7

Толщина усиливающей насадки Т = t, мм

5 - 10

11 - 15

6

-

2

О

21

-

2

С\

26 - 38

Катет шва Kf, мм

4

6

8

9

12

I

Вариант 1


Вариант 2


л са j лп

X


резервуара

ПрокЛШя

М10и].5


Усиливающая накладка

Вариант 2

Вариалт I


Рис. 3.12. Люк-лаз овальный в III поясе стенки (резервуар с понтоном).

3.12. Патрубки и люки в крыше

3.12.1.    Номенклатура и количество патрубков, предназначенных для установки различного оборудования на крыше резервуара, зависят от назначения и объема резервуара и определяются в задании на проектирование.

3.12.2.    Рекомендуемые значения условных проходов патрубков составляют 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400 и 500 мм. Конструктивное исполнение должно соответствовать рис. 3.14. и табл. 3.8.

Ос*, всегда

Рис. 3.14. Патрубки на крыше.

Таблица 3.8

Условный проход патрубка D^, мм

Толщина обечайки патрубка То, мм

Диаметр усиливающего листа Dh, мм

100

5

220

150

5

320

200

5

440

250

6

550

300

6

650

350

6

760

400

6

860

500

6

1060

3.12.3.    Фланцы патрубков должны, как правило, соответствовать государственным стандартам, утвержденным в установленном порядке, и рассчитываться на условное давление Ру = 0,25 ^ 1,6 МПа.

3.12.4.    Все патрубки в крыше резервуара, эксплуатируемые при избыточном давлении, должны иметь временные заглушки, которые предназначены для герметизации резервуара при проведении испытаний.

3.12.5.    Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар

должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки). Конструктивное исполнение и схема установки люков должны соответствовать рисунку 3.15.

Рис. 3.15. Люк световой Dy 500.

3.13. Лестницы, площадки, переходы

3.13.1.    Лестницы для подъема на резервуар могут выполняться отдельно стоящими, с опиранием на собственный фундамент или кольцевыми -полностью опирающимися на стенку резервуара.

Крепление отдельно стоящих лестниц к резервуару должно выполняться в уровне верхнего пояса стенки или к верхнему элементу жесткости и средних поясов и должно учитывать перемещение конструкций при возможной осадке оснований. Шахтные лестницы крепятся к фундаментам с помощью анкерных болтов.

Группы соседних резервуаров могут быть соединены между собой переходами. На каждую группу резервуаров должно быть по крайней мере две лестницы (по одной с противоположных сторон группы).

3.13.2.    Лестницы должны соответствовать следующим требованиям:

ступени должны выполняться из перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению, и иметь бортовую обшивку высотой 150 мм, препятствующую проскальзыванию ноги;

минимальная ширина лестницы - 650 мм;

максимальный угол по отношению к горизонтальной поверхности - 50°;

минимальная ширина ступеней - 200 мм;

высота ступеней по всей высоте лестницы должна быть одинаковой и не превышать 250 мм; ступени должны иметь уклон во внутрь 2 + 5°;

поручень лестницы должен соединяться с поручнем переходов и площадок без смещения; конструкция поручня должна выдерживать нагрузку 0,9 кН, приложенную в верхней точке ограждения; высота поручня 1 м;

конструкция лестницы должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН; максимальное расстояние между стойками ограждения, измеренное вдоль поручня, - 2,5 м;

поручни должны располагаться с обеих сторон кольцевой лестницы, если зазор между стенкой резервуара и лестницей превышает 200 мм, при этом зазор между настилом промежуточной площадки лестницы и стенкой резервуара не должен превышать 150 мм;

кольцевые лестницы должны полностью закрепляться на стенке резервуара, а нижний марш не должен доходить до земли на 250 мм; при полной высоте лестницы более 9 м конструкция лестницы должна включать промежуточные площадки, разница вертикальных отметок которых не должна превышать 6 м.

Вертикальные стремянки обычно не рекомендуются, но если используются, то должны иметь безопасную клетку (ограждение) при высоте стремянки более 3 м.

3.13.3. Площадки, переходы и ограждения должны выполняться с учетом следующих требований: переходы должны быть снабжены перилами с открытых сторон;

на резервуарах со стационарной крышей должны быть установлены площадки обслуживания для обеспечения доступа к местам, где расположено оборудование, требующее регулярной проверки или использования;

ограждение должно устанавливаться по всему периметру крыши, а также по наружной (от центра резервуара) стороне площадок;

переходы, соединяющие любую часть резервуара, с любой частью соседнего резервуара, либо другой отдельно стоящей конструкцией, должны иметь опорные устройства, допускающие свободное перемещение соединяемых конструкций;

настил площадок и переходов должен изготовляться из перфорированного металла, препятствующего скольжению;

минимальная ширина площадок и переходов на уровне настила - 700 мм;

высота верхнего поручня ограждения над уровнем настила должна быть не менее 1,25 м;

расстояние между продольными планками должно быть не более 400 мм;

минимальная высота бортовой (нижней) полосы ограждения - 80 мм;

площадки, расположенные на высоте, должны иметь бортик высотой не менее 150 мм с зазором 10 мм для стока воды; максимальный зазор между бортовой полосой и уровнем настила - 20 мм; высота от уровня настила до средней полосы ограждения - около 0,5 м; максимальное расстояние между стойками ограждения - 2,5 м;

конструкция площадок и переходов должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН;

ограждение должно выдерживать нагрузку 0,90 кН, приложенную в любом направлении к любой точке поручня.

3.14. Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара

3.14.1. Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара, подразделяются на временные (технологические приспособления) и постоянные.

3.14.2.    Временные конструктивные элементы должны быть удалены до гидравлических испытаний, а возникающие при этом повреждения или неровности поверхности должны быть устранены зачисткой абразивным инструментом.

Зачистка поверхности допускается на глубину, не выводящую толщину проката за пределы минусовых допусков.

3.14.3.    Постоянные конструктивные элементы не должны препятствовать перемещению стенки (особенно в зоне нижних поясов) при эксплуатации.

3.14.4.    Присоединение конструктивных элементов к стенке должно удовлетворять следующим требованиям:

катет угловых швов крепления конструктивных элементов определяется толщиной стенки и привариваемых элементов и не должен превышать 12 мм; постоянные конструктивные элементы располагаются не ближе пяти номинальных толщин стенки от оси горизонтальных швов стенки и днища резервуара, и не ближе десяти номинальных толщин стенки от оси вертикальных швов стенки, а также от края любого другого постоянного конструктивного элемента на стенке;

приварка постоянных конструктивных элементов должна производиться через листовые накладки со скругленными углами, которые привариваются

сплошным швом по всему контуру;

временные конструктивные элементы привариваются на расстоянии более 50 мм от сварных швов стенки.

3.15. Анкерное крепление стенки

3.15.1.    Анкерное крепление стенки резервуаров производится: если максимальное избыточное давление превышает суммарный вес стенки резервуара и крыши; если момент опрокидывания резервуара относительно наружного контура стенки от воздействия расчетной ветровой нагрузки при совместном воздействии внутреннего избыточного давления превышает восстанавливающий момент от веса стенки и крыши, а также при сейсмических воздействиях.

3.15.2.    Возможные конструкции анкерного крепления представлены на рис. 3.16.

3.15.3.    Анкерные болты должны быть равномерно затянуты по окончании выдержки под нагрузкой при полном заливе резервуара водой в процессе гидравлических испытаний, а также предусматриваются средства для предотвращения отвинчивания гаек, например установка контргаек.

Минимальный диаметр анкерных болтов 24 мм.

3.15.4.    Напряжение в анкерных болтах не должно превышать 1/2 предела текучести и принимается по нормативным документам на сталь, из которой изготовлены анкерные болты.

3.15.5.    Количество анкерных болтов и расстояние между ними определяются расчетом.

IV. ИЗГОТОВЛЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. Общие требования

4.1.1.    Заводское изготовление конструкций резервуаров по настоящим Правилам должно производиться на основании:

рабочих (деталировочных) чертежей комплекта монтажной документации (далее КМД) конструкций резервуаров, разработанных в соответствии с проектом комплекта монтажного (далее КМ);

утвержденного в установленном порядке технологического процесса, обеспечивающего выполнение требований настоящих Правил.

4.1.2.    Настоящие Правила предусматривают заводское изготовление и последующий монтаж листовых конструкций резервуаров с использованием следующих технологических методов:

метода рулонирования;

метода полистовой сборки;

комбинированного метода.

4.1.3.    Методом рулонирования могут изготовляться листовые конструкции стенки, днища резервуара, днища плавающей крыши, днища понтона, настила стационарной крыши. Изготовление этих конструкций осуществляется в виде рулонируемых полотнищ, свернутых в габаритные для транспортирования рулоны.

Ось всегда

Рис. 3.16. Анкерное крепление стенки.

4.1.4. Методом полистовой сборки изготовляются листовые конструкции, указанные в п. 4.1.3, если они имеют толщины, превышающие предельные значения по п. 4.5.1 для применения метода рулонирования, а также по специальному требованию покупателя.

Комбинированный метод совмещает изготовление листовых конструкций по п. 4.1.3 и п. 4.1.4.

Конструкции резервуаров, не указанные в п. 4.1.3 (нерулонируемые конструкции), изготовляются в виде габаритных отправочных марок - сборочных единиц и деталей.

4.2. Приемка, хранение и подготовка металлопроката

4.2.1. Весь металлопрокат, поступивший изготовителю, должен подвергаться входному контролю на его соответствие требованиям проектной, нормативной и товаросопроводительной документации.

4.2.2. Металлопрокат должен быть рассортирован, замаркирован, сложен по профилям, маркам стали и плавкам. При последующей обработке номер плавки должен быть нанесен клеймением на всех листовых деталях стенок и днищ резервуаров.

4.2.3.    Перед подачей в производство металлопрокат должен быть очищен от легкоотслаивающейся    окалины    и    ржавчины,    влаги,    снега,    льда    и

загрязнении.

4.2.4.    Металлопрокат должен храниться в устойчивых штабелях. При хранении на открытом воздухе следует создавать уклон, обеспечивающий сток воды. Не допускается соприкосновение металлопроката с полом или грунтом.

4 2.5. При хранении и выполнении транспортных операций необходимо исключать повреждение    кромок    и    возникновение    остаточных    деформаций

металлопроката.

4.2.6.    При невыполнении требования по плоскостности листового металлопроката в состоянии поставки лист должен подвергаться правке на многовалковых листоправильных машинах.

4.2.7.    Состояние поверхности и кромок листового и фасонного проката должно соответствовать требованиям стандарта.

4.3. Обработка металлопроката

4.3.1. Разметку следует производить с помощью рулеток, соответствующих второму классу точности, измерительных линеек, а также других измерительных инструментов и шаблонов.

4.3.2.    Правка металлопроката должна проводиться способами, исключающими образование вмятин, забоин и других повреждений поверхности. Правка металлопроката в горячем состоянии не допускается, если материал не нагрет до температуры ковки.

4.3.3.    Гибка деталей должна проводиться, как правило, на прессах, листогибочных и профилегибочных    машинах.    Радиусы    кривизны    деталей

устанавливаются проектом КМ с учетом гибки в холодном состоянии.

4.3.4.    При гибке деталей на кромкогибочных прессах внутренние радиусы закругления должны быть не менее 1,2 толщины деталей из углеродистой стали и 1,8 толщины деталей из низколегированной стали.

4.3.5.    Для деталей из низколегированной стали, а также деталей толщиной более 6 мм до гибки следует зачистить механическим способом кромки, пересекающие линии гиба. Высота неровностей по этим кромкам допускается не более 0,3 мм.

4.3.6.    Образование монтажных отверстий производится способами продавливания или сверления.

Отклонение диаметра отверстий или их овальность не должна превышать + 1,5 мм.

Завалы размером более 1 мм и трещины в краях отверстий не допускаются.

4.3.7.    Продольные и поперечные кромки листовых деталей, предназначенных для изготовления рулонируемых    полотнищ,    а    также    стенок    резервуаров

при полистовой сборке должны подвергаться обработке строганием или фрезерованием.

Листовые детали толщиной до 16 мм допускается резать на гильотинных ножницах без последующей обработки кромок строганием или фрезерованием.

4.3.8. Кромки деталей после механической, кислородной или плазменно-дуговой резки не должны иметь неровностей, заусенцев и завалов, превышающих 1 мм.

4.3.9.    Кромки деталей перед сваркой должны быть очищены от скоплений окалины, шлака и других загрязнений в соответствии с требованиями технологического процесса.

4.3.10.    Линейные размеры и форма деталей должны обеспечивать собираемость конструкций с учетом заданных размеров и предельных отклонений, а также свободное прилегание деталей или совмещение их кромок для выполнения предусмотренных проектом сварных соединений.

Особое внимание должно уделяться обработке листовых деталей стенок резервуаров (рулонируемых или полистовых) и листовых деталей рулонируемых полотнищ днищ и крыш резервуаров. Параметры деталей должны удовлетворять требованиям табл. 4.1.

4.4. Изготовление нерулонируемых конструкций

4.4.1. Изготовление нерулонируемых конструкций, включая сборку, сварку и контроль, должно выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил и указаниями проекта КМ.

4.4.2.    Предельные отклонения линейных размеров и формы нерулонируемых конструкций, обеспечивающие собираемость конструкций на монтаже, должны быть указаны в рабочих чертежах. Предельные отклонения нерулонируемых конструкций резервуаров должны назначаться в соответствии с табл.

42.

Т а б л и ца 4.1

Предельное отклонение, мм

Тип детали


Наименование параметра


Ширина детали W

Длина детали L

Длины диагоналей D

Разность длин диагоналей

Серповидность по длине и ширине листа


Деталь с четырьмя ортогональными сторонами


± 0,5 ± 1,0 ± 2,0 ± 3,0 ± 2,0


Деталь с тремя ортогональными сторонами    Ширина детали W

± 0,5




Ширина детали W Длина детали L

Отклонение от перпендикулярности продольной и поперечной кромок Z


ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Длина детали L

Отклонение от перпендикулярности продольной и поперечной кромок Z


Таблица 4.2

Тип детали или конструкции

Наименование параметра

Предельное отклонение

Листовые детали стенок (при полистовой сборке)

Ширина

Просвет между шаблоном (длиной 1,5 м по дуге) и гнутой поверхностью

± 0,5 мм 3,0 мм

Радиальные щиты конических крыш

Расстояние от обушка гнутого уголка до оси отверстия радиальной балки

Прямолинейность радиальной балки Стрелка кривизны гнутого уголка

± 7,0 мм ± 5,0 мм 15,0 мм ± 10,0 мм

Радиальные щиты сферических крыш

Стрелка прогиба радиальной балки

Просвет между шаблоном (длиной 1,5 м по дуге) и гнутой поверхностью

± 15,0 мм 3,0 мм

Секции опорных колец

Стрелка кривизны гнутого швеллера

Просвет между шаблоном (длиной 1,5 м по дуге) и поверхностью гнутого швеллера

± 10,0 мм 3,0 мм

Элементы промежуточных колец жесткости

Стрелка кривизны криволинейной кромки

± 10,0 мм

Элементы для наворачивания полотнищ

Наружный диаметр колец

Отклонение от цилиндрической поверхности на всей длине (между торцевыми кольцами)

± 20,0 мм ± 30,0 мм

Конструкции (детали) с криволинейной кромкой, присоединяемые встык

Просвет между криволинейной кромкой и шаблоном (длиной 1,5 м)

3,0 мм

Конструкции (детали) с криволинейной кромкой, присоединяемые внахлест

Просвет между криволинейной кромкой и шаблоном (длиной 1,5 м)

5,0 мм

Конструкции (детали) с криволинейной свободной кромкой

Просвет между криволинейной кромкой и шаблоном (длиной 1,5 м)

10,0 мм

Конструкции (детали), присоединяемые по одной стороне или по двум смежным сторонам

Г абаритные размеры (длина и ширина)

± 10,0 мм

Конструкции (детали), присоединяемые по двум противоположным сторонам или по периметру внахлест

Расстояние между присоединяемыми сторонами

± 5,0 мм

Конструкции (детали), присоединяемые по двум противоположным сторонам (кромкам, поверхностям) или по периметру встык

Расстояние между присоединяемыми сторонами (кромкам, сторонам)

± 2,0 мм

4.4.3. При сборке нерулонируемых конструкций не должно допускаться изменение их формы, не предусмотренное технологическим процессом, а при кантовке и транспортировании - их остаточное деформирование.

Сборка конструкций, как правило, производится в кондукторах.

4.4.4.    При сборке нерулонируемых конструкций в новых, ранее не использовавшихся кондукторах, изготовитель должен произвести контрольную сборку следующих конструкций резервуара (в объеме, не менее указанного в проекте КМ):

центрального щита, радиальных и опорных элементов стационарных крыш;

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов коробов понтонов и плавающих крыш.

4.5. Изготовление рулонируемых полотнищ

4.5.1.    Полотнища должны собираться, свариваться, контролироваться и сворачиваться в рулоны на специальных установках для рулонирования, действующих по двум основным схемам (с нижним и верхним сворачиванием), показанным на рис. 4.1.

На установках с нижним сворачиванием могут изготавливаться полотнища стенок резервуаров толщиной до 18 мм, на установках с верхним сворачиванием - полотнища стенок толщиной до 16 мм. Максимальная толщина полотнищ днищ резервуаров, днищ понтонов и плавающих крыш, настила стационарных крыш составляет 7 мм.

4.5.2.    Предельные отклонения ширины полотнища от проектного размера не должны превышать:

при ширине полотнища до 9 м - 11 мм;

при ширине полотнища от 9 до 15 м - ± 16 мм;

при ширине полотнища свыше 15 м - ± 19 мм.

4.5.3.    Для полотнищ стенок выступы отдельных деталей на нижней кромке не должны быть более 1 мм, на верхней кромке - 3 мм.

Для прочих полотнищ выступы деталей, выходящих    на    свободные (несвариваемые)    кромки    и    выступы деталей,    выходящих на    кромки, подлежащие

сварке внахлест, не должны быть более 5 мм; выступы деталей, выходящих на кромки, подлежащие    сварке встык,    не должны быть более 1    мм.

Ролик

Рулоннрусмое

1Н)Л(ЛЛ1Ш?

полотнища


Кантопочмый


барабан


Пулом ируемое

полотнище


Клтсвочный


полотнища

барабан

Рис. 4.1. Схема установки с верхним сворачиванием (а) и схема установки с нижним сворачиванием (б).

4.5.4. Полотнища не должны иметь угловых деформаций стыков более 20 мм на длине 1000 мм (рис. 4.2).

о

м

VI

1 ~—“ и.

-т---- ~

i

500

§

........-J

Рис. 4.2.

Угловые деформации стыков, выходящих на свободные кромки полотнищ, не должны превышать 30 мм.

4.5.5.    Рулоны должны иметь правильную круговую форму, которая обеспечивается жесткостью элементов, на которые наворачиваются полотнища.

4.5.6.    Наибольшая масса и габариты рулонов определяют условиями перевозки, если иное не согласовано покупателем с изготовителем.

4.5.7.    Наружный диаметр колец элементов для наворачивания полотнищ должен быть не менее 2,6 м. Расстояние между кольцами должно быть не более 3 м.

Если расстояние между кольцами превышает 2 м, то между ними рекомендуется устанавливать полукольца, устраняющие западания начальной кромки внутрь рулона.

4.5.8.    Рулонируемые полотнища стенок резервуаров должны иметь технологический припуск по длине, обеспечивающий сборку монтажных стыков стенки и выполнение требований по предельным отклонениям диаметра стенки, указанным в табл. 4.3.

Таблица 4.3

Вид рулона

Наименование параметра

Величина параметра, мм

Рулон полотнища стенки толщиной 4 мм

Зазоры между витками, не более

50

Рулон полотнища стенки толщиной 5 мм и более

То же

30

Рулон полотнища стенки

Смещение торцевой кромки каждого последующего витка относительно предыдущего, не более

30

Общее смещение торцевой кромки, не более

80

Рулон полотнищ днищ, днищ понтонов и плавающих крыш, настила стационарных крыш

Зазоры между витками, не более

80

4.5.9.    Крепление начальной кромки полотнищ стенок резервуаров должно обеспечивать ее плотное прилегание к кольцам элемента для наворачивания (с зазором не более 15 мм) и отсутствие перегибов витков рулона, связанных с выпучиванием начальной кромки.

При креплении начальной кромки с помощью планок сварные швы приварки планок располагаются за пределами технологического припуска по п. 4.5.8 и на расстоянии не менее 50 мм от швов стенки и ее кромок.

При креплении начальной кромки при толщине более 8 мм непосредственно к кольцам элемента для наворачивания начальная кромка должна иметь технологическую надставку. Рекомендуемые варианты представлены на рис. 4.3. Толщина надставки не должна отличаться от толщины поясов стенки, к которым она приварена, более чем на 2 мм.

Толщина планок крепления начальной кромки, сварные швы, которыми планки привариваются к полотнищу и к кольцам элемента для наворачивания, а также швы, которыми начальная кромка (технологическая надставка) приваривается непосредственно к кольцам, рассчитываются на тяговые усилия, возникающие при сворачивании полотнища.

4.5.10.    Конечная кромка каждого свернутого в рулон полотнища должна крепиться с помощью привариваемых упаковочных планок шириной не менее 100 мм, толщиной 4 ^ 10 мм в зависимости от толщины деталей полотнища.

Упаковочные планки должны ставиться в количестве не менее трех на расстоянии не более 3 м друг от друга и привариваться к полотнищу за пределами технологического припуска по п. 4.5.8 и на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов полотнища и его кромок.

Упаковочные планки привариваются к полотнищу сварными швами катетом, равным толщине планок, длиной не менее 150 мм с каждой стороны.

Упакованная конечная кромка полотнища не должна отходить от рулона более чем на 100 мм. Величина зазора между конечной кромкой и рулоном, измеренная в середине свободного участка кромки между упаковочными гранками, не должна превышать более чем на 50 мм величин зазора в местах установки упаковочных планок.

Для обеспечения плотного прилегания конечной кромки к рулону может применяться технологическая надставка. Рекомендуемые варианты представлены на рис. 4.3.

Начальная кромкь    Конечная    кромка


Рис. 4.3. Технологические надставки на прямолинейных кромках полотнища стенки (а) и технологические надставки на зубчатых кромках полотнища

стенки (б).


4.5.11.    Для обеспечения качественного формообразования конечной кромки полотнищ стенок резервуаров все пояса толщиной более 8 мм должны оснащаться технологическими надставками.

4.5.12. Витки рулона должны плотно навиваться друг на друга, а кромки на торцах рулона - располагаться на одном уровне. Допускаемые величины зазоров между смежными витками полотнищ и смещение торцевой кромки (телескопичность) должны соответствовать указанным в табл. 4.4.

4.5.13.    Допускается сворачивание в один рулон нескольких полотнищ. При этом конечная кромка каждого полотнища должна быть прикреплена к его предыдущему витку с помощью упаковочных планок.

4.5.14.    Последовательность сворачивания в один рулон полотнищ различных конструкций резервуара должна назначаться исходя из обратной последовательности разворачивания этих конструкций при монтаже.

4.5.15.    Полотнища стенок резервуаров должны сворачиваться в рулон с учетом их разворачивания на монтаже в направлении по ходу часовой стрелки.

4.5.16.    При изготовлении полотнищ на установках для рулонирования смежные полотнища следует соединять сплошным швом, прерывистыми швами или тяговыми лентами в количестве не менее двух штук.

Прерывистые швы должны иметь длину не менее 200 мм и располагаться симметрично относительно осей продольных стыков и по краям полотнищ.

Тяговые ленты привариваются на расстоянии 1 не более 3,5 м друг от друга и на расстоянии не менее 200 мм от сварных швов полотнищ. Толщина, количество и расположение лент назначается в зависимости от характеристик соединяемых полотнищ (размеров, толщины, конфигурации) и тяговых усилий, возникающих в процессе продвижения полотнища по установке для рулонирования.

При сворачивании полотнищ стенок допускается для уменьшения величины телескопичности рулона устанавливать в процессе рулонирования между витками деревянные технологические прокладки толщиной не более 20 мм. Установка прокладок должна осуществляться по технологическому процессу изготовителя, утвержденному в установленном порядке.

4.6. Маркировка

4.6.1.    Монтажная маркировка конструкций должна содержать номер заводского заказа и условное обозначение монтажного элемента в соответствии с монтажной схемой в рабочих чертежах.

4.6.2.    Монтажная маркировка должна наноситься на монтажные элементы в местах, указанных в рабочих чертежах.

Монтажная маркировка рулонируемых элементов должна наноситься на ярлыке, прикрепляемом на торце рулона к элементу для наворачивания или наноситься несмываемой краской в двух диаметрально противоположных местах на внутренней или наружной поверхности рулона на расстоянии не более 500 мм от торца рулона.

Монтажную маркировку элементов одной марки, скрепленных в пакет допускается наносить только на крайних элементах, при этом должно быть указано количество элементов в пакете.

4.6.3.    Транспортная маркировка должна наноситься на каждом грузовом месте в соответствии с действующими стандартами и должна содержать манипуляционные знаки, а также основные, дополнительные и информационные надписи.

4.6.4.    Манипуляционные знаки номеров 9 и 12 согласно стандартам должны ставиться на всех грузовых местах, а знаки номеров 11 и 14 - на пакетах щитов или каркасов стационарных крыш.

4.6.5.    Основные надписи наносятся согласно стандарту. В случае отсутствия пункта перевалки груза основные надписи допускается не наносить.

4.6.6.    Дополнительные надписи должны содержать:

товарный знак или краткое наименование изготовителя;

условное обозначение резервуара в соответствии с рабочими чертежами;

номер заводского заказа.

4.6.7.    Информационная надпись должна содержать массу брутто грузового места в килограммах.

4.6.8.    Место и способы нанесения транспортной маркировки, форма и размеры манипуляционных знаков и надписей определяются согласно государственным стандартам.

4.6.9.    Материалы для нанесения монтажной и транспортной маркировки должны выбираться с учетом соответствующего стандарта.

4.7. Упаковка

4.7.1. Конструкции следует упаковывать с помощью специальных стальных приспособлений, формируя грузовые места, рассчитанные на перевозку любым видом транспорта в соответствии с действующими правилами и нормами на данном транспорте.

4.7.2.    Полотнища должны упаковываться в соответствии с разделом 4.5 настоящих Правил.

4.7.3.    Крупногабаритные нерулонируемые конструкции (щиты или каркасы стационарных крыш, секции опорных колец, короба понтонов или плавающих крыш и т. п.) должны соединяться в пакеты с помощью привариваемых деталей крепления или деталей крепления с винтовыми соединениями (с обязательной установкой на них контргаек). Привариваемые детали крепления должны располагаться вне мест монтажной сварки конструкций.

4.7.4.    Листы стенки резервуаров при полистовом методе монтажа упаковываются в контейнеры с опиранием на вальцованные по радиусу стенки

продольные элементы. Приварка деталей крепления к листам стенки допускается на расстоянии более 50 мм от кромок листов.

4.7.5.    Мелкие конструкции и детали должны упаковываться в стальные контейнеры.

4.7.6.    Пакеты и контейнеры должны иметь приспособления для строповки (проушины, скобы и т.п.) или обозначенные место для строповки.

4.7.7.    Нерулонируемые конструкции резервуаров, а также наружные поверхности рулонов подлежат временной защите от коррозии изготовителем на время транспортирования и хранения (не менее 6 мес.) путем нанесения в один слой грунта ГФ-021, ФЛ-03 К или равнозначных. По согласованию с заказчиком грунтование металлоконструкций может не производиться.

4.7.8.    Возможные изменения условий упаковки согласовываются с покупателем.

4.8. Транспортирование и хранение конструкций резервуаров

4.8.1.    Требования настоящего раздела являются общими для изготовления и монтажа.

Условия транспортирования и хранения устанавливаются соответствующим стандартом.

4.8.2.    При хранении и производстве транспортных операций должна быть исключена возможность возникновения деформаций конструкций (искривление, смятие поверхностей, повреждение кромок и т.п.).

4.8.3.    При хранении на открытом воздухе конструкции не должны соприкасаться с грунтом и на них не должна застаиваться вода.

4.8.4.    Конструкции должны отгружаться транспортом в соответствии с реквизитами, указанными в договоре на поставку.

4.8.5.    Размещение грузов на подвижном железнодорожном составе следует назначать таким образом, чтобы обеспечить наибольшую загрузку подвижного состава как по объему, так и по массе. В целях увеличения загрузки подвижного состава допускается по согласованию с покупателем комплектование в одно грузовое место (рулон, пакет, контейнер) конструкций нескольких резервуаров.

4.8.6.    В случае необходимости ограничения массы или габаритов грузовых мест (рулонов, пакетов, контейнеров) покупатель должен согласовывать вопросы отгрузки с изготовителем.

4.8.7.    При отгрузке конструкций транспортом покупателя все вопросы перевозки (погрузка, согласование с соответствующими службами движения и т.п.) решает покупатель и согласовывает с изготовителем.

4.8.8.    Разгрузка рулонов с железнодорожных платформ должна осуществляться на специально подготовленных площадках в соответствии с проектом производства погрузочно-разгрузочных работ. Сбрасывание рулонов при разгрузке запрещается.

Разгрузку рулонов в зависимости от их массы, а также наличия грузоподъемных средств производят одним из следующих способов:

а)    подъем рулона с помощью грузоподъемного крана (кранов) и двух стропов, охватывающих рулон и располагаемых на равном расстоянии от центра тяжести рулона (расстояние между стропами должно быть не менее половины длины рулона). Данный способ применяется при наличии двух грузоподъемных кранов или одного крана с траверсой;

б)    скатывание рулона по двум разгрузочным балкам с помощью лебедок или тракторов. При этом способе железнодорожная платформа должна быть заторможена башмаками, а под ее край со стороны скатывания установлены опорные стойки. Целесообразно площадку разгрузки и хранения рулонов устраивать в одном уровне с железнодорожной платформой. Скатывание рулонов осуществляется с помощью каната, охватывающего рулон минимум в два витка. Концы каната, тяговый и удерживающий, закрепляются на лебедках или тракторах.

4.8.9.    Конструкции резервуаров от железной дороги к месту монтажа должны транспортироваться в соответствии с действующими инструкциями по перевозке крупногабаритных и тяжеловесных грузов автомобильным транспортом и правилами дорожного движения, утвержденными в установленном порядке.

4.8.10.    Допускается перекатывать рулоны по выровненной грунтовой поверхности с песчаной подсыпкой. Перекатывание должно производиться по ходу витков рулона.

4.9. Ответственность изготовителя

4.9.1. Изготовитель гарантирует соответствие конструктивных решений, принятых при разработке рабочих чертежей, требованиям настоящих Правил и проекту КМ. Согласованные изменения проектов хранятся у изготовителя.

4.9.2.    Конструкции, имеющие брак, допущенный изготовителем, подлежат ремонту или замене за счет изготовителя независимо оттого, на каком этапе

5.1.1.    Конструкции, поступившие на монтаж, должны иметь маркировку изготовителя и сертификат качества на конструкции.

5.1.2.    Перед началом монтажа производитель работ (монтажник) должен иметь следующую нормативную и проектную документацию: настоящие Правила;

рабочую документацию (КМ) проектировщика; рабочие чертежи (КМД) изготовителя:

проект плана производства работ (далее ППР) на сборку и сварку металлоконструкции резервуара проектировщика.

5.1.3. При отсутствии в документации специальных требований, предельные отклонения геометрических параметров конструкций, поступивших на монтаж, должны соответствовать 4-му классу точности.

5.1.4.    Монтаж резервуаров должен производиться в соответствии с проектом и требованиями настоящих Правил, строительных норм и правил, разработанного ППР.

5.1.5.    ППР разрабатывается проектной организацией и утверждается заказчиком.

В ППР предусматривается:

обустройство монтажной площадки;

технологическая последовательность монтажа и сварки металлоконструкций; грузоподъемные, тяговые механизмы;

приспособления и такелажная оснастка для монтажа металлоконструкций резервуара; оборудование, инструменты и материалы для производства монтажно-сварочных работ; виды и объемы контроля;

мероприятия, обеспечивающие требуемую точность сборки элементов, пространственную неизменяемость конструкций в процессе их укрупнительной сборки и установки в проектное положение;

требования к качеству сборочно-сварочных работ для каждой операции в процессе монтажа; прочность и устойчивость конструкций в процессе монтажа; степень укрупнения конструкций;

последовательность проведения прочностных (приемочных) испытаний резервуара; безопасные условия труда.

Предусмотренная ППР технология сборки и сварки металлоконструкций должна обеспечивать заданную геометрическую форму смонтированного резервуара. Отклонения от геометрической формы не должны превышать предельно допустимых значений, предусмотренных настоящими Правилами в табл. 5.2.

5.1.6. Монтажники обеспечиваются инструментами, сварочным оборудованием, грузоподъемными механизмами и прочими материалами, необходимыми для производства монтажа резервуара.

5.1.7.    Контроль качества монтажно-сварочных работ обеспечивается пооперационным контролем с ведением журнала установленной формы.

Журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ является документом, определяющим объем и последовательность выполнения основных контрольных операций при проведении монтажных работ и оформления сдачи-приемки их представителями монтажника и заказчика по каждому резервуару на объекте сборки. Образец рекомендуемой формы журнала представлены в Приложении Г настоящих Правил.

Журнал пооперационного контроля разрабатывается специализированной организацией автором ППР и является основным Документом, подтверждающим качественное выполнение работ, соблюдения требований настоящих Правил, и устанавливает персональную ответственность должностных лиц монтажника и заказчика за пооперационную сдачу и приемку строительно-монтажных работ.

5.1.8.    В процессе монтажа конструкций резервуара организации, разработавшие проектную документацию, в установленном порядке осуществляют авторский надзор с ведением журнала авторского надзора.

5.1.9. Детали, приваренные к поверхности резервуара, необходимые только для проведения монтажа, должны быть удалены после окончания работ без повреждения основных металлоконструкций.

5.1.10.    В процессе работ по монтажу конструкций резервуаров должна оформляться исполнительная документация в соответствии с приложениями Д1 -Д10.

5.2.    Требования к монтажной площадке

5.2.1.    До начала монтажа резервуаров должны быть выполнены все работы по устройству основания (фундамента).

Проектную отмостку основания (фундамента), фундамент под шахтную лестницу и опоры под подводящие трубопроводы рекомендуется выполнять после монтажа металлоконструкций резервуара.

5.2.2.    Зона монтажной площадки должна быть спланирована с обеспечением отвода поверхностных вод.

Требования к планировке монтажной площадки, к площадкам складирования, площадкам работы и перемещения кранов, к временным дорогам, помещениям и другим необходимым благоустройствам определяются ППР. План монтажной площадки в обязательном порядке должен быть согласован монтажником с заказчиком.

Граница зоны монтажной площадки должна иметь ограждение по всему периметру и должна быть обозначена предупредительными знаками. Зона монтажной площадки должна иметь не менее двух въездов (выездов).

5.2.3.    Монтажная площадка должна быть обустроена временными дорогами для транспортирования и площадками для монтажа металлоконструкции резервуара. Площадки для работы грузоподъемных кранов должны иметь поверхность с соответствующей несущей способностью.

5.2.4. Монтажная площадка должна быть обеспечена: средствами связи и пожаротушения; технической водой; электроэнергией для работы кранов, механизмов, сварочного и другого оборудования, а также для освещения зоны монтажа, временных бытовых и других помещений.

5.3.    Приемка основания и фундаментов

5.3.1.    Приемка основания и фундаментов производится в установленном порядке с обязательным участием представителя монтажника (производителя работ). Приемка оформляется актом по форме рекомендуемой Приложением Д1.

5.3.2.    Принимаемое основание и фундаменты должны соответствовать требованиям рабочих чертежей проекта.

Предельные отклонения размеров и формы основания и фундаментов от проектных не должны превышать величин, указанных в табл. 5.1.

Таблица 5.1

№ пп.

Наименование параметров

Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм

до 12 м

св. 12 м до 25 м

св. 25 м

1

Отметка центра основания при:

- плоском

0; + 10

0; + 20

0; + 30

- с подъемом к центру

0; + 20

0; + 30

0; + 40

- с уклоном от центра

0; - 20

0; - 30

0; - 40

2

Отметки поверхности периметра грунтового основания, определяемые в зоне расположения стенки:

- разность отметок смежных точек, через каждые 6 м

± 6

± 8

- разность отметок любых других точек

12

16

-

3

Отметка поверхности кольцевого фундамента (гидроизолирующего слоя) определяемые в зоне расположения стенки:

- разность отметок смежных точек, через каждые 6 м

± 8

± 8

± 8

- разность отметок любых других точек

± 12

± 12

± 12

4

Ширина кольцевого фундамента, через каждые 6 м

0; + 50

0; +50

0; + 50

5

Наружный диаметр кольцевого фундамента, четыре измерения (под углом 45°)

± 20

+ 40 ... - 30

+ 60 ... - 40

6

Толщина гидроизолирующего слоя на поверхности кольцевого фундамента

± 5

± 5

± 5

5.4. Приемка металлоконструкций резервуара (входной контроль)

5.4.1.    Приемка металлоконструкций резервуара в монтаж производится монтажником в присутствии представителя заказчика.

5.4.2.    Контроль качества поставляемых металлоконструкций производится на соответствие их рабочей документации КМ, КМД и требованиям настоящих Правил. Контроль производится внешним осмотром и измерениями. Проверяют: комплектность поставки согласно отправочным ведомостям; соответствие данных сертификатов на металл и сварочные материалы проектным; наличие карты контроля сварных соединений с указанием ремонтных мест дефектов, заключение на качество сварных швов.

5.4.3.    Приемка металлоконструкций резервуара в монтаж оформляется актом приемки по форме, рекомендуемой приложением Д9.

Отмеченные дефекты оформляются актом с приложением дефектной ведомости. Дефектная ведомость передается изготовителю для устранения обнаруженных дефектов.

5.4.4.    К акту приемки металлоконструкций в монтаж должны быть приложены:

рабочие чертежи КМД изготовителя;

комплектовочные (отправочные) ведомости;

протокол качества на конструкции резервуара (приложение Д2).

5.4.5. Внешним осмотром и измерениями контролируют качество поверхностей проката, узлов и деталей металлоконструкций, поверхности сварных швов. Измерения производятся рулеткой, соответствующей второму классу точности, измерительной линейкой и штангенциркулем, а также другими измерительными инструментами и шаблонами. Контроль кривизны деталей, угловых деформаций и смещений кромок в стыковых сварных соединениях, катетов швов и т.п. производят шаблонами.

5.5. Монтаж

5.5.1. При сборке элементов металлоконструкций следует обеспечить требуемые геометрические параметры. Предельные отклонения этих параметров должны быть указаны в ППР.

Цель ограничений на отклонения геометрических параметров получить надежный резервуар, близкий к проектной форме.

Предельно допустимые отклонения размеров и форма смонтированного резервуара не должны превышать значений, указанных в табл. 5.2.

Таблица 5.2

№ пп.

Наименование параметров

Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм

Контроль (метод, вид регистрации)

до 12 м

св. 12 м до 25 м

св. 25 м

1

Днище резервуара

1. Высота местных неровностей (хлопунов), при площади неровности до 5 м2

60

70

80

Измерительный. Г еодезическая исполнительная схема

2. Местные отклонения от проектной формы в зонах радиальных монтажных сварных швов кольца окраек (угловатость)

± 3

Измерительный, каждый сварной шов. Исполнительная схема

3. Подъем окраек в зоне сопряжения с центральной частью днища

60

70

80

Измерительный. Г еодезическая исполнительная схема

4. Отметка наружного контура днища

При пустом резервуаре:

Измерительный.

- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру

10

15

15

Г еодезическая исполнительная схема.

- разность отметок любых других точек

20

25

30

5. При залитом резервуаре:

- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру

20

25

30

- разность отметок любых других точек

30

35

40

2

Стенка

1. Внутренний диаметр на уровне 300 мм от днища Измерение в четырех диаметрах под углом 45°

± 30

± 40

± 50

Измерительный. Г еодезическая исполнительная схема

2. Высота стенки:

Измерительный. Геодезическая

- до 12 м включительно;

± 20

исполнительная схема

- св. 12 м до 18 м.

± 30

3. Отклонение от вертикали верха стенки (Н) Измерение в четырех диаметрах под углом 45°

1/200 Нат

Измерительный. Геодезическая исполнительная схема

4. Отклонение по вертикали образующих на высоте каждого пояса (Нп)

± 1/200 Нп + 10

Измерительный. Геодезическая исполнительная схема

5. Измерения через каждые 6 м по всему периметру стенки. Измерения производить в пределах 50 мм ниже горизонтальных швов

Примечания:

1. Отклонения должны удовлетворять 75 % производимых замеров по образующим. Для остальных 25 % замеров допускаются предельные отклонения на 30 % больше с учетом их местного характера. При этом зазор между стенкой резервуара и понтонов (плавающей крышей) должен находиться в пределах, обеспечиваемых конструкцией уплотняющего затвора

2. Не допускается наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте

6. Местные отклонения от проектной формы (на длине 1 м):

- листов толщиной до 6 мм

± 16

Измерительный.

- св. 6 мм до 12 мм

± 14

Г еодезическая исполнительная схема

- св. 12 мм

± 12

Измерения производить вертикальной рейкой и горизонтальным шаблоном, выполненным по проектному радиусу стенки

7. Местные отклонения от проектной формы в зонах каждый сварной монтажных сварных швов (угловатость)

В соответствии с требованиями проекта КМ

Измерительный, каждый сварной шов Исполнительная схема

3

Стационарная крыша

Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок и ферм на опорах.

20

Измерительный. Геодезическая исполнительная схема

4

Понтоны или плавающая крыша

1. Отметки верхней кромки наружного кольцевого листа:

Измерительный. Г еодезическая исполнительная схема

- разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру

30

- разность отметок любых других точек

40

2. Отклонение наружного кольцевого листа от вертикали на высоту листа.

Измерения производить через каждые 6 м по периметру

± 10

Измерительный. Исполнительная схема

3. Отклонение направляющих от вертикали на всю высоту направляющих Нн, мм. В радиальном и тангенциальном направлениях.

1/1000 Нн

Измерительный, каждая направляющая. Исполнительная схема

4. Зазор между верхней кромкой наружного кольцевого листа и стенкой резервуара

Измерения производить через каждые 6 м по периметру (положение понтон на днище)

10

Измерительный. Исполнительная схема

5. Зазор между направляющей и патрубком в понтоне или коробке плавающей крыши (положение понтон на днище)

15

Измерительный, каждая направляющая. Исполнительная схема

6. Отклонение опорных стоек от вертикали при опирании на них понтона или плавающей крыши

30

Измерительный, каждая стойка. Исполнительная схема

5.5.2. Монтаж люков и патрубков.

При разметке мест установки люков и патрубков в стенке резервуара должны выполняться требования по допускаемым расстояниям между сварными швами.

До выполнения проектных швов приварки люков и патрубков должны контролироваться предельные отклонения расположения их осей и фланцевых поверхностей в соответствии с табл. 5.3.

Таблица 5.3

Предельные отклонения расположения люков и патрубков в стенке резе

рвуара

№ пп.

Наименование параметра

Предельные отклонения, мм

для люков

для патрубков

1

Отметка высоты установки

± 10

± 6

2

Расстояние от наружной поверхности фланца до стенки резервуара

± 10

± 5

4

Отклонение оси патрубка от проектного положения (поворот), измеренное по наружной поверхности фланца

-

6 мм

5

Поворот главных осей фланца в вертикальной плоскости

± 5°

± 5°

5.5.3.    Монтаж конструктивных элементов, присоединяемых к стенке и стационарной крыше, выполняется с учетом следующих требований: конструктивные элементы и сварные швы должны иметь геометрические размеры и форму, соответствующие рабочим чертежам;

при приварке конструктивных элементов к стенке резервуара должны выполняться требования по допускаемым расстояниям между сварными швами согласно п. 3.13.

5.5.4.    При производстве монтажных работ запрещаются ударные воздействия на сварные конструкции из сталей с пределом текучести до 39 кг/мм и менее при температуре ниже - 25 °С, с пределом текучести свыше 39 кг/мм при температуре ниже 0 °С.

5.5.5.    Монтаж резервуаров из рулонированных конструкций. При строительстве резервуаров из рулонированных конструкций следует соблюдать технологическую последовательность выполнения монтажно-сварочных работ в соответствии с требованиям ППР.

5.5.5.1. Монтаж днища.

При сборке днища резервуара должна быть обеспечена сохранность основания (фундамента) и гидроизолирующего слоя от воздействия различных монтажных нагрузок.

В ППР при разработке технологии сборки элементов днища, имеющего кольцо окраек, должно быть предусмотрено следующее: стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы, размеры которого должны соответствовать приведенным в чертежах КМ, КМД; сборку днища начинают с раскладки окраек в проектном положении и сварки стыков между ними на длине 200 - 250 мм в зоне расположения стенки; смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа при плотности прилегания к подкладным полосам с зазором не более 0,5 мм. Вмятины на окрайках, в зоне расположения стенки, не допускаются; величина усадки кольца окраек после сварки.

Предельно допустимые отклонения размеров и формы собираемых под сварку элементов днища должны быть указаны в ППР и Журнале пооперационного контроля (приложение Г).

Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей), имеющих мембрану из рулонных полотнищ, до монтажа последних должны быть завершены все работы по сварке и контролю сварных швов той части днища, которая перекрывается мембраной. Сварку остальной части соединений элементов днища следует производить после приварки стенки к днищу наружным сварным швом.

5.5.5.2.    Монтаж стенки.

Подъем рулона стенки

Подъем рулона стенки в вертикальное положение производят специальными методами в зависимости от наличия у монтажника соответствующих грузоподъемных механизмов (кранов), такелажной и монтажной оснастки.

Технология выполнения работ при подъеме рулона должна обеспечивать сохранность полотнища стенки от воздействия монтажных и других нагрузок.

Исходное положение рулона перед подъемом в плане следует принимать с учетом расположения освобождающегося концевого участка полотнища на расстоянии близком к проектному положению оси монтажного стыка стенки.

Разворачивание полотнища стенки

В процессе разворачивания стенки должна быть обеспечена устойчивость полотнища от воздействия ветровых нагрузок, собственного веса, массы устанавливаемых щитов крыши и других нагрузок, возникающих при монтаже.

Раскрепление развернутой части полотнища и выверку ее в вертикальной плоскости производят с помощью закрепленных на ней расчалок. Контроль за вертикальностью стенки следует выполнять постоянно.

Формообразование концевых участков полотнища стенки

Перед сборкой монтажного стыка полотнища (полотнищ) стенки должно производиться формообразование начального и конечного участков, имеющих значительные остаточные деформации от рулонирования.

Формообразование проводят на поясах толщиной 8 мм и более. Целью формообразования является придание начальному и конечному участкам полотнища (полотнищ) стенки перед их сборкой между собой радиуса кривизны, близкого к проектному.

Сборка вертикального монтажного стыка стенки

Сборку вертикального монтажного стыка осуществляют с помощью технологических приспособлений с соблюдением проектных зазоров и разделки кромок в соответствии с требованиями ППР.

Предельные отклонения размеров и формы собранного монтажного стыка стенки не должны превышать значений, приведенных в ППР. Предельные отклонения размеров и формы смонтированной стенки после сварки не должны превышать значений табл. 5.2.

5.5.5.3.    Монтаж стационарных крыш.

Предельные отклонения размеров и формы смонтированной каркасной стационарной крыши не должны превышать значений, Приведенных в табл. 5.2.

При разработке ППР по монтажу резервуара необходимо учитывать монтажные нагрузки на крышу в целом и ее конструктивные узлы в процессе сборки.

При необходимости должны устанавливаться временные распорки, связи и другие устройства, препятствующие возникновению деформаций. Монтаж стационарной крыши выполняют одним из следующих способов:

монтаж центральной стойкой;

монтаж сверху без центральной стойки;

монтаж изнутри без центральной стойки.

Способ монтажа с центральной стойкой применяется для каркасных конических и купольных крыш.

Монтаж крыш начинают с установки центральной монтажной стойки.

Монтажную стойку с центральным щитом крыши устанавливают в центре днища резервуара, а на резервуарах с понтонами - в центре днища понтона. Монтажная стойка устанавливается строго в центре резервуара и раскрепляется расчалками в количестве не менее пяти.

Нижний конец стойки должен опираться на подкладной лист и исключать его перемещение. Конструктивно узел опирания должен быть выполнен «шарнирно» - без приварки стойки к подкладному листу.

Центральный щит крыши, закрепленный на монтажной стойке, должен находиться в горизонтальной плоскости.

Величина перекоса от горизонтальной плоскости, на длине диаметра центрального щита, должна составлять не более ± 5 мм.

Отклонение центра щита относительно центра резервуара в плане должно составлять не более 10 мм.

На резервуарах с купольной стационарной крышей высотная отметка центрального щита, монтажной стойки должна определяться с учетом проектной высоты и строительного подъема, предусмотренных рабочей документацией КМ.

Монтаж сверху без центральной стойки применяется для самонесущих конических крыш, а также и купольных крыш с раздельными элементами каркаса и настила.

Монтаж изнутри без центральной стойки применяется для крыш с раздельными элементами каркаса и настила.

5.5.5.4. Монтаж понтонов и плавающих крыш.

Мембрану понтона и плавающей крыши из рулонированных полотнищ монтируют после сварки днища резервуара и контроля на герметичность сварных швов.

Сборку и сварку мембраны плавающей крыши с кольцом коробов следует выполнять после завершения всех работ по сварке коробов и контролю сварных швов на герметичность.

Кольцо коробов плавающих крыш монтируют непосредственно на днище резервуара, после контроля внутреннего шва стенки с днищем на герметичность. Конструкции плавающих крыш, имеющих приварные опорные стойки к коробам и каркасу мембраны, монтируют на проектной высоте нижнего положения плавающей крыши.

Предельные отклонения размеров и формы смонтированного понтона (плавающей крыши) не должны превышать значений, приведенных в табл. 5.2.

5.5.6. Монтаж резервуаров полистовой сборки.

5.5.6.1.    Монтаж днищ.

Отличием монтажа днища резервуара полистовой сборки является сборка его центральной части из отдельных листов на подкладных полосах или в комбинации сборки листов по короткой стороне на подкладных полосах, а по длинной внахлест между собой. Предельные отклонения размеров и формы смонтированного днища не должны превышать значений, приведенных в табл. 5.2.

5.5.6.2.    Монтаж стенки.

При монтаже стенки методом полистовой сборки Заказчик, при оформлении заказа (договора) на поставку конструкций резервуара должен уточнить подготовку кромок листов стенки в зависимости от принятых способов сварки. Стенка резервуара при полистовой сборке может монтироваться методом наращивания или методом подращивания.

При монтаже методом наращивания должна быть обеспечена устойчивость стенки от ветровых нагрузок путем установки расчалок и секций временных колец жесткости, служащих в качестве подмостей для сборки и сварки монтажных стыков.

При монтаже методом подращивания устойчивость конструкции должна обеспечиваться специальной оснасткой, предусмотренной ППР. Метод подращивания может использоваться самостоятельно или в качестве комбинированного метода при монтаже верхней части стенки из рулонов, а нижних поясов - из отдельных листов.

Сборка листов стенки между собой и с листами днища должна выполняться с применением сборочных приспособлений, обеспечивающих проектные зазоры и совмещение кромок, вертикальность образующих поясов стенки после выполнения сварки. Предельные отклонения размеров и формы смонтированной стенки не должны превышать значений, приведенных в табл. 5.2.

Требования к угловатости и смещению кромок в зоне сварных соединений монтажных стыков стенки аналогичны требованиям предъявляемым к рулонированным полотнищам.

VI. СВАРКА РЕЗЕРВУАРОВ

6.1. Общие требования

6.1.1.    При разработке конструкции резервуара в рабочей документации КМ должны быть определены требования к механическим свойствам сварных соединений и дифференцированно, в зависимости от уровня расчетных напряжений и условий работы соединений, назначен класс сварных швов (допускаемые размеры, вид и количество допускаемых внешних и внутренних дефектов). Кроме того, должен быть назначен объем контроля физическими методами различных сварных соединений резервуара.

Способы сварки, геометрические параметры кромок соединяемых элементов, сварочные материалы, а также технология выполнения монтажных сварных соединений резервуара определяются технологическим проектом сооружения резервуара (ППР) и учитываются в проекте КМ. Применительно к соединениям, выполняемым на заводе, указанные вопросы решаются при разработке технологических карт или технических условий на изготовление резервуарных конструкций и учитываются в рабочей документации КМД.

6.1.2.    Технологические процессы заводской и монтажной сварки должны обеспечивать получение сварных соединений, в полной мере удовлетворяющих требованиям проекта КМ по всему комплексу физико-механических характеристик, а также соответствующих нормам по предельно допустимым размерам и видам дефектов с учетом коэффициентов концентрации напряжений.

6.1.3.    Заводскую сварку резервуарных конструкций следу выполнять в соответствии с утвержденным технологическим процессом (процедурами), в котором должны быть предусмотрены:

требования к форме и подготовке кромок деталей, подлежащих сварке;

способы и режимы сварки, сварочные материалы, а также последовательность выполнения технологических операций; конкретные указания по закреплению деталей перед сваркой;

мероприятия, исключающие образование прожогов, смещение шва от его оси и образование других видов дефектов; мероприятия, направленные на снижение сварочных деформаций.

6.1.4.    Монтажную сварку резервуарных конструкций следует выполнять в соответствии с указаниями ППР, в котором должны быть предусмотрены: наиболее эффективные способы сварки монтажных соединений с учетом их пространственного положения;

сварочные материалы, удовлетворяющие требованиям рабочей документации КМ по уровню механических свойств; требуемая форма подготовки кромок монтируемых элементов под сварку;

последовательность сварки и порядок выполнения каждого шва, обеспечивающих минимальные деформации и перемещения свариваемых элементов; режимы и указания по технике сварки, которые должны обеспечить необходимый уровень механических свойств сварных соединений, а также получение требуемых структур металла шва и околошовных зон;

необходимая технологическая оснастка и оборудование для выполнения сварных соединений.

Кроме того, в ППР должны быть предусмотрены:

мероприятия по обеспечению требуемого качества подготовки и сборки под сварку свариваемых кромок, а также схема их закрепления и необходимая для этого технологическая оснастка;

допускаемая температура металла, при которой возможна сварка соединений без их подогрева, а также допускаемая скорость ветра в зоне сварки; условия обеспечения требуемого диапазона скоростей охлаждения сварных соединений резервуарных конструкций при сварке;

Указания по технологии производства сварочных работ в зимних условиях (если это предусматривается в соответствии с градом работ).

6.1.5.    В ППР должны быть предусмотрены мероприятия, направленные на обеспечение требуемой геометрической точности резервуарных конструкций, включая меры по компенсации или подавлению термодеформационных процессов усадки сварных швов, которые могут привести к потере устойчивости тонкостенной оболочки корпуса резервуара и образованию вмятин и выпуклостей его поверхности.

6.1.6. В случаях когда в рабочей документации КМ предусмотрена термическая обработка каких-либо сварных соединений резервуара, в ППР следует разработать технологию ее выполнения, включая способ, режимы термообработки, указания по контролю качества термообработанных соединений.

6.1.7.    В ППР должна быть разработана программа контроля качества сварных соединений, включающая способы и объемы контроля каждого сварного соединения резервуара.

6.2. Рекомендуемые способы сварки

6.2.1.    Выбираемые способы и технология сварки резервуарных конструкций должны обеспечивать:

высокую производительность и экономическую эффективность сварочных процессов с учетом объемов выполнения сварки (массы наплавленного металла), затрат на сварочное оборудование и организацию технологического процесса;

высокий уровень однородности и сплошности металла сварных соединений с учетом конкретных условий и требуемого уровня комплекса механических свойств: прочности, пластичности, твердости, ударной вязкости и хладостойкости;

минимальный уровень деформаций свариваемых конструкций.

6.2.2.    При заводском изготовлении резервуарных конструкций основными способами сварки являются автоматизированная сварка под флюсом для листовых конструкций и механизированная сварка в углекислом газе или в смеси газов на основе аргона для решетчатых конструкций и оборудования. При автоматизированной сварке под флюсом резервуарных полотнищ необходимым является оснащение сварочного оборудования системами слежения электрода за стыком.

6.2.3.    Рекомендуемые способы сварки для различных типов сварных соединений при сооружении резервуаров из рулонных заготовок, а также резервуаров, монтируемых полистовым методом, приведены в табл. 6Л. и 6.2.

6.2. Учитывая, что ручная дуговая сварка характеризуется относительно высоким уровнем удельного тепловложения, приводящего к повышенным сварочным деформациям, а также сравнительно низкой производительностью, применение этого способа сварки при сооружении резервуаров должно быть ограничено.

Таблица 6.1

Рекомендуемые способы монтажной сварки резервуаров, сооружаемых из рулонированных полотнищ

Сварное соединение

Рекомендуемый способ сварки

Стыковые соединения окраек днища

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

Соединения элементов центральной части днища

1.    Автоматизированная сварка под флюсом.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой. 3. Механизированная сварка в углекислом газе

Монтажные стыки стенки

Механизированная сварка в углекислом газе.

Уторные швы в сопряжении стенки и днища

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой. 3. Автоматизированная сварка под флюсом

Сварные соединения каркаса крыши при укрупнении в блоки

Механизированная сварка в углекислом газе

Соединения люков, патрубков, усиливающих листов на стенке и на крыше

Механизированная сварка в углекислом газе

Сварные соединения опорных узлов в сопряжении крыши со стенкой и колец жесткости

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Ручная дуговая сварка

Сварные соединения настила крыши

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой

Сварные соединения понтонов или плавающих крыш

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой

При сварке в углекислом газе в условиях ветра необходимо применять технологию, обеспечивающую повышение устойчивости защитной струи газа и стойкости к порообразованию, или применять заграждения от ветра.

Для всех типов сварных соединений возможно использование ручной дуговой сварки с учетом п. 6.3.3.

Таблица 6.2

Рекомендуемые способы сварки цилиндрических резервуаров, сооружаемых полистовым способом

Сварное соединение

Рекомендуемый способ сварки

Соединения окраек днища

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

Соединения элементов центральной части днища

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

3.    Автоматизированная сварка под флюсом.

Уторные швы в сопряжении стенки днища

1.    Автоматизированная сварка под флюсом.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

3.    Механизированная сварка в углекислом газе.

Вертикальные соединения стенки

1.    Автоматизированная сварка с принудительным формированием шва порошковой или активированной проволокой.

2.    Механизированная сварка в углекислом газе.

Г оризонтальные соединения стенки

1.    Автоматизированная сварка под флюсом.

2.    Механизированная сварка в углекислом газе.

3.    Сварка порошковой проволокой с полупринудительным формированием шва

Соединение люков, патрубков и их усиливающих листов на стенке и на крыше

Механизированная сварка в углекислом газе.

Сварные соединения каркаса крыши, опорных колец и колец жесткости

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Ручная дуговая сварка.

Соединения настила крыши

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

Сварные соединения понтонов или плавающих крыш

1.    Механизированная сварка в углекислом газе.

2.    Механизированная сварка порошковой проволокой.

При сварке в углекислом газе в условиях ветра необходимо применять технологию, обеспечивающую повышение устойчивости защитной струи газа и стойкости к порообразованию, или применять заграждения от ветра.

Для всех типов сварных соединений возможно применение ручной дуговой сварки с учетом п. 6.3.3.

6.3.    Требования к подготовке и сборке конструкций под сварку

6.3.1.    До начала сварочных работ любые соединения резервуаров должны быть проконтролированы и приняты под сварку по следующим конструктивным и технологическим критериям:

геометрические параметры кромок элементов, подготовленных под сварку (величина угла скоса кромок, зазор в стыке, величина притупления, смещение кромок), должны укладываться в поле допусков, предусмотренных проектом;

поверхность кромок, а также прилегающие к ним зоны шириной 20 мм должны быть зачищены от любых загрязнений;

сборочные приспособления, закрепляющие кромки свариваемых элементов, должны обеспечивать достаточную прочность и жесткость, чтобы исключить чрезмерные усадку швов и перемещения свариваемых элементов.

6.3.2.    Закрепление кромок свариваемых элементов должно выполняться преимущественно с помощью сборочных приспособлений.

При необходимости постановки электроприхваток на монтажных стыках стенки их рекомендуется располагать с противоположной стороны от части сечения шва, выполняемой первой. Размер прихваток должен быть минимально необходимым. При выполнении зачистки корня шва такие прихватки удаляются.

Прихватки, выполняемые в угловых и нахлесточных соединениях, можно переплавлять только после их зашлифовки и визуального контроля качества, при этом такие прихватки должны выполняться квалифицированными сварщиками.

6.3.3.    Приемку сварных стыков под сварку осуществляет руководитель сварочных работ, о чем делается соответствующая запись в журнале контроля качества монтажно-сварочных работ.

6.4.    Требования к технологии выполнения сварных соединений

6.4.1. Способы, режимы и техника сварки резервуарных конструкций должны обеспечивать:

требуемый уровень механических свойств сварных соединений, предусмотренный проектом;

необходимую однородность и сплошность металла сварных соединений;

оптимальную скорость охлаждения выполняемых сварных соединений, которая зависит от марки стали, углеродного эквивалента, толщины металла, режима сварки (погонной энергии), конструкции сварного соединения, а также температуры окружающей среды;

минимальный коэффициент концентрации напряжений;

минимальную величину сварочных деформаций и перемещений свариваемых элементов;

коэффициент формы каждого наплавленного шва (прохода) в пределах от 1,3 до 2,0 (при сварке со свободным формированием шва).

6.4.2.    При сварке резервуарных конструкций в зимнее время необходимо систематически контролировать температуру металла и, если расчетная скорость осаждения металла шва превышает допускаемое значение для данной марки стали, необходимо организовать предварительный, сопутствующий или послесварочный подогрев свариваемых кромок. Требуемая температура и схема подогрева должны быть определены в ППР. Рабочие диапазоны скоростей охлаждения сталей, а также минимальные температуры, не требующие подогрева кромок при сварке, которые зависят от углеродного эквивалента, толщины металла, способа сварки и погонной энергии, также должны указываться в технологических проектах. Как правило, при осуществлении подогрева кромок следует нагревать металл на всю толщину в обе стороны от стыка на ширину 100 мм.

При сварке в зимнее время, независимо от температуры воздуха и марки стали, свариваемые кромки необходимо просушивать от влаги.

6.4.3.    При использовании способов сварки с открытой дугой в зоне производства сварочных работ следует систематически контролировать скорость ветра. Допускаемая скорость ветра в зоне сварки должна указываться в ППР в зависимости от применяемых способов сварки и марок сварочных материалов. При превышении допускаемой скорости ветра сварка должна быть прекращена или должны быть устроены соответствующие защитные укрытия.

6.4.4.    Сварка должна производиться при стабильном режиме. Колебания величины сварочного тока и напряжения в сети, к которой подключается сварочное оборудование, не должны превышать ± 5 %.

6.4.5.    Последовательность выполнения всех сварных соединений резервуара и схема выполнения каждого сварного шва в отдельности должны соблюдаться в соответствии с указаниями ППР исходя из условий обеспечения минимальных сварочных деформаций и перемещений элементов конструкций. При выполнении монтажных стыков стенки первыми, как правило, должны выполняться швы изнутри резервуара.

6.4.6. Не допускается выполнение сварочных работ на резервуаре при дожде, снеге, если кромки элементов, подлежащих сварке, не защищены от попадания влаги в зону сварки.

6.4.7.    Все сварные соединения на днище и стенке резервуаров при ручной или механизированной сварке должны выполняться, как правило, не менее чем в два слоя. Каждый слой сварных швов должен проходить визуальный контроль, а обнаруженные дефекты должны устраняться.

6.4.8.    Удаление дефектных участков сварных швов производится механическим методом (шлифмашинками или пневмозубилом) или воздушно-дуговой строжкой с последующей зашлифовкой поверхности реза.

6.4.9.    Заварку дефектных участков сварных швов следует выполнять способами и материалами, предусмотренными технологией. Исправленные участки сварного шва должны быть подвергнуты повторному контролю физическими методами. Если в исправленном участке вновь будут обнаружены дефекты, ремонт сварного шва должен выполняться при обязательном контроле всех технологических операций руководителем сварочных работ.

Информация о выполненных ремонтных работах сварных соединений должна быть занесена в журнал контроля качества монтажно-сварочных работ.

Выполнение троекратного ремонта сварных соединений в одной и той же зоне должно согласовываться с разработчиком технологического проекта.

6.4.10.    Удаление технологических приспособлений, закрепленных сваркой к корпусу резервуара, должно производиться, как правило, механическим способом или кислородной резкой с последующей зачисткой мест их приварки заподлицо с основным металлом и контролем качества поверхности в этих зонах. Вырывы основного металла или подрезы в указанных местах недопустимы.

6.4.11.    После сварки швы и прилегающие зоны должны быть очищены от шлака и брызг металла.

VII. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

7.1. Общие требования

7.1.1.    Контроль качества работ по изготовлению и монтажу конструкций резервуаров должен осуществляться заказчиком, изготовителем и монтажником (производителем работ).

7.1.2.    Проектировщик осуществляет авторский надзор за сооружением резервуаров. Представителям заказчика, а также представителям проектной организации, выполняющим авторский надзор, представляются свободный доступ ко всем рабочим местам, где выполняются работы по изготовлению и монтажу конструкций резервуаров, и рабочая документация.

7.1.3.    При сооружении резервуаров применяются следующие виды контроля качества сварных соединений: механические испытания сварных соединений образцов-свидетелей;

визуальный контроль всех сварных соединений резервуара;

измерительный с помощью шаблонов, линеек, отвесов, геодезических приборов и т. д.;

контроль герметичности (непроницаемости) сварных швов с пользованием проб «мел-керосин», вакуумных камер, избыточного давления воздуха или цветной дефектоскопии;

физические методы - для выявления наличия внутренних дефектов: радиография или ультразвуковая дефектоскопия, а для контроля наличия поверхностных дефектов с малым раскрытием - магнитография или цветная дефектоскопия; гидравлические и пневматические прочностные испытания конструкции резервуара.

7.2.    Организация контроля

7.2.1. В проектной документации (ППР) должны указываются методы и объемы контроля всех сварных соединений конструкций резервуара, нормативы для оценки дефектности сварных швов и последовательность работ.

7.2.2. Ответственность за организацию контроля качества сварных соединений, как правило, возлагается на руководителей сварочных работ от изготовителя и монтажника.

7.2.3.    Контроль качества сварных соединений резервуаров физическими методами выполняется по заявке, в которой должны быть указаны характеристики соединения, тип и категория шва, толщина металла и марка стали, пространственное положение, объем контроля.

7.3.    Визуальный контроль

7.3.1.    Визуальному контролю должны подвергаться 100 % длины всех сварных соединений резервуара.

7.3.2.    По внешнему виду сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям: по форме и размерам швы должны соответствовать проекту;

швы должны иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (высота или глубина впадин не должка превышать 1 мм); металл шва должен иметь плавное сопряжение с основным металлом; швы не должны иметь недопустимых внешних дефектов.

7.3.3.    К недопустимым внешним дефектам сварных соединений резервуарных конструкций относятся трещины любых видов и размеров, несплавления, наплывы, грубая чешуйчатость, наружные поры и цепочки пор, прожоги и свищи.

Подрезы основного металла допускаются не более величин, указанных в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Допускаемая величина подреза

Сварное соединение

Класс резервуара по степени опасности

III

II

I

Вертикальные поясные швы и соединение стенки с днищем

5 % толщины, но не более 0,5 мм

Не более 0,3 мм

Не более 0,2 мм

Г оризонтальные соединения стенки

5 % толщины, но не более 0,8 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

5 % толщины, но не более 0,3 мм

Прочие соединения

5 % толщины, но не более 0,8 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

Примечание. Длина подреза не должна превышать 10 % длины шва.

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов    Стр. 62 из 90

7.3.4. Выпуклость швов стыковых соединений не должна превышать значений, указанных в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Толщина листов, мм

Максимальная величина выпуклости, мм

вертикальных соединений стенки

прочих соединений

До 12

1,5

2,0

Св. 12 до 24

2,0

3,0

Св. 24

3,0

4,0

7.3.5.    Для стыковых соединений из деталей одной толщины допускается смещение свариваемых кромок относительно друг друга, не более: для деталей толщиной до 10 мм - 1,0 мм;

для деталей толщиной более 10 мм - 10 % толщины, но не более 3 мм.

7.3.6.    Выпуклость или вогнутость углового шва не должна превышать более чем на 20 % величину катета шва.

7.3.7.    Уменьшение катета углового шва допускается не более 1 мм. Увеличение катета углового шва допускается не более следующих значений: для катетов до 5 мм - 1,0 мм;

для катетов свыше 5 мм - 2,0 мм.

7.3.8.    В местах пересечения сварных швов и в местах исправления дефектов необходимо обеспечивать минимальную концентрацию напряжений за счет обеспечения плавного сопряжения шва с основным металлом.

7.4. Контроль герметичности

7.4.1.    Контролю на герметичность подлежат все сварные швы, обеспечивающие герметичность резервуара, а также плавучесть и герметичность понтона или плавающей крыши.

7.4.2.    Контроль герметичности сварных швов с использованием пробы «мел-керосин» следует производить путем обильного смачивания швов керосином. На противоположной стороне сварного шва, предварительно покрытой водной суспензией мела или каолина, не должно появляться пятен. Продолжительность контроля капиллярным методом зависит от толщины металла, типа сварного шва и температуры испытания. Заключение о наличии в сварном соединении сквозных дефектов делается не ранее 1 ч после нанесения на шов индикатора сквозных и поверхностных дефектов.

7.4.3.    При вакуумном способе контроля герметичности сварных швов вакуумкамеры должны создавать разрежение над контролируемым участком с перепадом давления не менее 250 мм вод. ст. Перепад давления должен проверяться вакуумметром. Неплотность сварного шва обнаруживается по образованию пузырьков в нанесенном на сварное соединение мыльном или другом пенообразующем растворе.

7.4.4.    Допускается не производить контроль на герметичность стыковых соединений листов стенки толщиной 12 мм и более.

7.4.5.    Контроль давлением применяется для проверки герметичности сварных швов приварки усиливающих листовых накладок люков и патрубков на стенке резервуаров. Контроль производится путем создания избыточного воздушного давления от 400 до 4000 мм вод. ст. в зазоре между стенкой резервуара и усиливающей накладкой с использованием для этого контрольного отверстия в усиливающей накладке. При этом на сварные швы внутри и снаружи резервуара должна быть нанесена мыльная пленка, пленка льняного масла или другого пенообразующего вещества, позволяющего обнаружить утечки. После проведения испытаний контрольное отверстие должно быть заполнено ингибитором коррозии.

7.4.6.    Контроль герметичности сварных соединений настила крыш резервуаров рекомендуется проводить в процессе гидравлических и пневматических испытаний за счет создания избыточного давления воздуха внутри резервуара до 150 ^ 200 мм вод. ст.

7.5. Физические методы контроля

7.5.1. Объем контроля сварных соединений резервуаров физическими методами определяется в рабочей документации КМ в зависимости от: класса резервуара по степени опасности; категории сварного шва;

уровня расчетных напряжений в сварном соединении;

условий и режима эксплуатации резервуара, включая температуру эксплуатации, цикличность нагружения, сейсмичность района и т.д.

7.5.2. Контроль радиографический.

7.5.2.1. Контроль радиографический (рентгенографированием или гаммаграфированием) должен производиться в соответствии с нормативными

документами, утвержденными в установленном порядке, для всех резервуаров объемом 1000 м3 и более.

Наряду с радиографическим контролем может применяться рентгенотелевизионный контроль согласно установленным нормативным документам.

Радиографический контроль выполняется только после приемки сварных соединений по визуальному контролю.

При контроле пересечений швов рентгеновские пленки должны размещаться Т-образно или крестообразно - по две пленки на каждое пересечение швов.

Снимки должны иметь длину не менее 240 мм, а ширину - согласно соответствующим стандартам. Чувствительность снимков должна соответствовать 3му классу согласно этому стандарту.

Маркировочные знаки должны устанавливаться согласно стандарту и содержать идентификационные номера резервуара и контролируемого конструктивного элемента, а также номер рентгенограммы, указанный на развертке контролируемого элемента.

Для соединений из деталей толщиной 8 мм и более допускается вместо радиографического контроля применять контроль ультразвуковой дефектоскопией.

7.5.2.2.    Оценка внутренних дефектов сварных швов при радиографическом контроле должна производиться по соответствующим стандартам и должна соответствовать:

для резервуаров III класса - 6-му классу;

для резервуаров II класса - 5-му классу;

для резервуаров I класса - 4-му классу.

Допускаемые виды и размеры дефектов в сварных соединениях в зависимости от их класса регламентируются соответствующими стандартами.

7.5.2.3.    Радиографический контроль применяется для контроля стыковых сварных швов стенки и стыковых швов окраек днищ в зоне сопряжения со стенкой резервуаров.

Количество и размещение рентгенограмм устанавливается следующим образом:

полотнища стенок резервуаров должны контролироваться в соответствии с табл. 7.3.;

Участки всех вертикальных сварных соединений в зонах примыкания к днищу длиной не менее 240 мм на резервуарах объему более 1000 м подлежат обязательному контролю.

При выборе зон контроля вертикальных и горизонтальных соединений преимущественное внимание уделять проверке качества мест пересечения швов.

монтажные стыки полотнищ стенок должны контролироваться в объеме 100 % вертикальных швов и всех пересечений вертикальных и горизонтальных швов;

стенки резервуаров полистовой сборки должны контролироваться в соответствии с табл. 7.4;

Таблица 7.3

Объем контроля сварных соединений рулонных полотнищ стенки резервуара физическими методами, %

Зона контроля

РВС III класса объемом 1000 м3 и более

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные сварные соединения в поясах:

1, 2

10

25

50

3, 4

5

10

25

остальных

-

5

10

Г оризонтальные сварные соединения между поясами

1-3

5

10

15

3-5

2

5

10

остальными

-

2

5

Таблица 7.4

Объем контроля сварных соединений рулонных полотнищ стенки резервуара физическими методами, %

Зона контроля

РВС III класса объемом 1000 м3 и более

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные соединения стенки по поясам:

1, 2

25

50

100

3, 4

10

25

50

5, 6

5

10

25

остальные

-

5

10

Г оризонтальные соединения между поясами стенки:

1 - 2

5

10

20

2 - 3

2

5

10

3 - 4

-

2

5

остальные

-

1

2

При выборе зон контроля преимущественное внимание уделять контролю качества мест пересечения швов.

Все радиальные швы кольцевых окраек днищ должны контролироваться в зоне примыкания нижнего пояса стенки (один снимок на каждый радиальный шов).

7.5.2.4. При обнаружении недопустимых дефектов сварного шва должны быть определены границы дефектного участка. Кроме того, должен быть сделан дополнительный снимок (не считая снимков, необходимых для определения границ дефекта) в любом месте этого же или другого шва, выполненного тем же сварщиком, который допустил дефект. На схемах расположения рентгенограмм должны быть указаны места, где были обнаружены недопустимые дефекты и проводилось исправление. Если в сварном соединении установлен уровень дефектности более 10 %, то объем контроля таких швов удваивается.

7.5.3.    Ультразвуковая дефектоскопия.

7.5.3.1. Ультразвуковая дефектоскопия производится для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор) с указанием количества дефектов, их эквивалентной площади, условной протяженности и координат расположения.

7.5.3.2.    Ультразвуковая дефектоскопия должна проводиться в соответствии со стандартом.

7.5.4.    Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия.

7.5.4.1.    Контроль магнитопорошковой или цветной дефектоскопией производится в целях выявления поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, не видимых невооруженным глазом. Магнитопорошковой или цветной дефектоскопии подлежат:

все вертикальные сварные швы стенки и швы соединения стенки с днищем резервуаров, эксплуатируемых при температуре хранимого продукта свыше 120 °С;

сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуаров после их термической обработки;

места на поверхности листов стенок резервуаров с пределом текучести свыше 345 МПа, где производилось удаление технологических приспособлений.

7.5.5.    Контроль при гидравлических испытаниях резервуара.

7.5.5.1.    При гидравлических испытаниях резервуара фиксируются и бракуются все места, где появляются течи и отпотины. После опорожнения резервуара в этих местах производятся необходимый ремонт и контроль.

7.5.5.2.    Дефектные места в настиле стационарной крыши и в зоне ее примыкания к стенке, выявленные в процессе пневматических испытаний резервуара, фиксируются по появлению пузырьков на соединениях, покрытых пенообразующим раствором.

VIII. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

8.1. Общие требования

Настоящие Правила предусматривают обязательное оснащение резервуаров следующими устройствами и оборудованием для безопасной эксплуатации:

дыхательной аппаратурой;

приборами контроля уровня;

устройствами пожарной безопасности;

устройствами молниезащиты.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к проекту КМ должен быть разработан в проекте «Оборудование резервуара», выполненном специализированной (технологической) проектной организацией.

8.2. Дыхательная аппаратура

8.2.1.    Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

8.2.2.    Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

-3

пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м3

3

пропускная способность клапана по вакууму, м /ч

пропускная способность вентиляционного патрубка, м /ч или

что больше,

где М1 - производительность залива продукта в резервуар, м3/ч;

М2 - производительность слива продукта из резервуара, м /ч;

•3

V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м3.

Не допускается изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в п. 3.9.16.

Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на 5 + 10 %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

8.2.3.    Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

8.2.4.    Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект

8.3.1.    Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

8.3.2.    При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

8.4. Устройства пожарной безопасности

8.4.1.    Устройства пожарной безопасности в соответствии с требованиями нормативных документов подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

8.4.2.    Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии со строительными нормами и правилами в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 3.13.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

8.4.3. Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах согласно строительным нормам и правилам, а также противопожарным нормам, утвержденным в установленном порядке.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения - оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

8.4.4.    Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

8.5. Устройства молниезащиты

8.5.1.    Устройства молниезащиты резервуаров проектируются в соответствии с нормативно-технической документацией.

8.5.2.    По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

8.5.3.    Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее двух в диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Каждое соединение (стенка - токоотвод -заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении, не менее указанных в табл. 8.1.

8.5.4.    Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

Таблица 8.1

Наименьшие размеры стольных токоотводов и заземлителей

Форма сечения токоотводов и заземлителей

Расположение

снаружи, на воздухе

в земле

Круглые стержни диаметром, мм

6

10

Тросы диаметром, мм

6

-

Полосовая сталь:

- сечением, мм2

48

160

- толщиной, мм

4

4

Угловая сталь:

- сечением, мм2

-

160

- толщиной, мм

-

4

Трубы с толщиной стенки, мм

2,5

-

2

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготовляют из круглых стержней или труб с площадью поперечного сечения не менее 100 мм . Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

8.5.5. В проекте «Оборудование резервуара» (раздел «Молниезащита») должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе, не превышающей следующей величины:

где V - скорость потока, м/с;

d - внутренний диаметр трубопровода, м.

IX. ИСПЫТАНИЕ И ПРИЕМКА РЕЗЕРВУАРОВ

9.1.    Все резервуары со стационарной и плавающей крышей должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона, эксплуатируемые с установленными на крыше дыхательными клапанами, должны быть испытаны на внутреннее избыточное давление и вакуум.

9.2.    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.

9.3.    До начала испытания должна быть представлена вся техническая документация, предусмотренная разделами по изготовлению, монтажу и контролю качества резервуаров в соответствии с приложением Д10 к настоящим Правилам.

9.4.    Испытание должно проводиться в соответствии с технологической картой испытаний, которая должна быть составной частью ППР.

9.5.    Гидравлическое испытание следует проводить наливом воды на проектный уровень залива продукта или до уровня контрольного отверстия, которое

предусмотрено для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

9.6.    На время испытания должны быть установлены и обозначены предупредительными знаками границы опасной зоны с радиусом от центра резервуара, равным не менее двух диаметров резервуара, в которой не допускается нахождения людей, не связанных с испытаниями.

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

Лица, производящие испытание, должны находиться вне границ опасной зоны. Допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок.

Требования техники безопасности для назначения границ опасной зоны при проведении гидравлического испытания резервуаров с защитными стенками разрабатываются с учетом конструктивных особенностей сооружения в технологической карте испытаний.

9.7.    Испытание следует производить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С. При испытаниях резервуаров при температуре ниже 5 °С должна быть разработана программа испытаний, предусматривающая мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

9.8.    В течение всего периода гидравлического испытания все люки и патрубки в стационарной крыше резервуара должны быть открыты.

9.9.    Гидравлическое испытание резервуаров с понтоном или плавающей крышей необходимо производить без уплотняющих затворов. Скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) при испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

По мере подъема и опускания понтона в процессе гидравлического испытания производят:

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 понтона (плавающей крыши) и стенкой резервуара, которые должны удовлетворять требованиям конструкций уплотняющего затвора, измерение зазоров между направляющими трубами и патрубками в понтоне (плавающей крыше);

наблюдение за работой катучей лестницы, водоспуска и других конструкций.

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

Уплотняющий затвор следует устанавливать после окончания всех испытаний резервуара, при положении понтона (плавающей крыши) на опорных стойках. Допускается монтировать затвор во время гидравлического испытания на стадии слива воды.

9.10.    По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо 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 должно быть прекращено и вода слита до уровня в случаях:

при обнаружении дефекта в I поясе - полностью;

при обнаружении дефекта во II - VI поясах - на один пояс ниже расположения дефекта;

при обнаружении дефекта в VII поясе и выше - до V пояса.

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

о

резервуар объемом до 20000 м3 - не менее 24 ч;

о

резервуар объемом свыше 20000 м3 - не менее 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 образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента).

Предельные отклонения должны соответствовать требованиям табл. 5.2.

Результаты гидравлического испытания оформляются актом по форме, рекомендуемой Приложением Д5.

9.12.    Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум проводят во время гидравлического испытания. Контроль давления и вакуума осуществляют U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум -на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление производят 100 % визуальный контроль сварных швов стационарной крыши резервуара.

Результаты испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум оформляются актом по форме, рекомендуемой Приложением Д6.

9.13.    На резервуар, прошедший испытания, составляется акт завершения монтажа (сборки) конструкций по форме, рекомендуемой Приложением Д7.

После завершения монтажа не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре производятся предусмотренные

проектом работы по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования с оформлением соответствующих документов. После окончания этих работ на резервуар составляется паспорт по форме приложения Д8, резервуар вводится в эксплуатацию.

X. АНТИКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА

10.1.    Антикоррозионная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна разрабатываться с учетом требований строительных норм и правил и согласно соответствующим стандартам с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.

10.2.    Для снижения опасности коррозионных повреждений металлоконструкций, способных вывести резервуар из строя, должна быть предусмотрена система мероприятий, включающая несение защитных покрытий и (или) увеличение толщины листов металлоконструкций резервуаров (припуски на коррозию), учитывающие возможную потерю толщины элементов в результате коррозии. Кроме того, должно быть предусмотрено периодическое освидетельствование всей поверхности резервуара не реже одного раза в 5 лет для выявления коррозионных повреждений и участков поверхности с разрушившимися лакокрасочными покрытиями и при необходимости восстановление защитных покрытий. При аномально высоких скоростях коррозии металлоконструкций крыши и верхних поясов стенки резервуаров можно рекомендовать дополнительно в этой зоне атмосферу инертных газов.

10.3.    При выборе защитных покрытий и назначении «припусков на коррозию» следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе. Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара приведена в табл. 10.1. Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций резервуара, находящиеся на открытом воздухе, определяется температурно-влажностными характеристиками окружающего воздуха и концентрацией содержащихся в атмосфере воздуха коррозионно-активных газов в соответствии со строительными нормами и правилами.

10.4. Сохранение толщины, обеспечивающей безопасную работу резервуара, достигается на металлоконструкциях, подвергающихся слабоагрессивному воздействию среды только за счет припусков на коррозию, а на металлоконструкциях, подвергающихся средне- и сильноагрессивному воздействию среды, нанесением защитных покрытий и припусками на коррозию, повышающими надежность резервуара в случае локального разрушения защитного покрытия до планового освидетельствования коррозионного состояния резервуара.

10.5.    На поверхностях металлоконструкций, подготовленных к выполнению антикоррозионных работ, должны отсутствовать:

возникшие при сварке остатки шлака, сварочные брызги, наплывы, неровности сварных швов;

следы обрезки и газовой резки;

острые кромки до радиуса менее 3,0 мм на внутренней и 1,5 мм на наружной поверхностях корпуса резервуара и плавающей крыши;

вспомогательные элементы, использованные при сборке, монтаже, транспортировании, подъемных работах, и следы, оставшиеся от приварки этих элементов;

химические загрязнения (остатки флюса, составов использовавшихся при дефектоскопии сварных швов), которые находятся на поверхности сварных швов и рядом с ними;

жировые, механические и другие загрязнения.

Таблица 10.1

Степень агрессивного воздействия среды на стальные конструкции внутри резервуаров

Элементы конструкций резервуаров

Степень агрессивного воздействия на стальные конструкции резервуаров

сырой нефти

нефтепродуктов

мазута, дизельного топлива, керосина

бензина

Внутренняя поверхность днища и нижний пояс на высоту 1 м от днища

Средне-агрессивная

Средне-агрессивная

Слабоагрессивная

Средние пояса, нижние части понтонов и плавающих крыш

Слабоагрессивная

Слабоагрессивная

Слабоагрессивная

Верхний пояс (зона периодического смачивания)

Средне-агрессивная

Слабоагрессивная

Средне-агрессивная

Кровля резервуара, верх и бортовые поверхности понтонов и плавающих крыш

Средне-агрессивная

Средне-агрессивная

Слабоагрессивная

Примечания.

1.    Степень агрессивного воздействия мазута принимается для температуры до 90 °С.

2.    При содержании в сырой нефти сероводорода и концентрации свыше 10 мг/л или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия на внутреннюю поверхность днища, нижний пояс, кровлю, верх и бортовые поверхности понтонов и плавающих крыш повышается на одну ступень.

Сварные швы должны иметь плавный переход к основному металлу без подрезов и наплывов. Все элементы металлоконструкций внутри резервуара, привариваемые к стенке, днищу или крыше, должны быть обварены по контуру для исключения образования зазоров и щелей. Кроме того, все элементы металлоконструкций, находящихся на открытом воздухе, при среднеагрессивном воздействии окружающей среды также должны быть обварены по контуру для исключения образования зазоров и щелей.

10.6.    Перед нанесением защитных покрытий все поверхности должны быть обезжирены до степени 2, очищены от окислов до степени 1 под металлизационно-лакокрасочные покрытия или до степени 1 - 2 под лакокрасочные покрытия в соответствии с подготовкой металлических поверхностей перед окрашиванием и обеспылены.

10.7.    Для защиты от коррозии элементов металлоконструкций внутри резервуара следует использовать лакокрасочные или металлизационно-

лакокрасочные покрытия; для элементов металлоконструкций, находящихся на открытом воздухе,    - лакокрасочные покрытия. При этом

продолжительность срока службы защитных покрытий должна составлять не менее 10 лет. Поверхности металлоконструкций, находящиеся на открытом воздухе, должны быть окрашены лакокрасочными материалами. Выбор цвета лакокрасочного покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей.

10.8.    При защите от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров следует руководствоваться следующими требованиями:

устройство фундаментов и основания под резервуар должно обеспечивать отвод грунтовых вод и атмосферных осадков от днища;

при выполнении гидрофобного слоя из битумно-песчаной смеси (соотношение 1 : 9 по массе) не требуется нанесения защитных покрытий на наружную поверхность днища. Применяемые песок и битум не должны содержать коррозионно-активных агентов.

10.9.    При выполнении антикоррозионных работ должны быть учтены требования к охране окружающей среды и правила техники безопасности в строительстве и других нормативных документов, регламентирующих выполнение данной работы.

XI. ТРЕБОВАНИЯ ПО УСТРОЙСТВУ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ

11.1.    Устройство теплоизоляции резервуара должно выполняться по проекту, согласованному с разработчиком проекта КМ.

11.2.    Теплоизоляция резервуаров может выполняться только на стенке или на стенке и стационарной крыше.

11.3.    При разработке проекта теплоизоляции должны приниматься во внимание следующие аспекты взаимодействия конструкций резервуара и элементов изоляции (утеплителя, опор под изоляцию, наружной обшивки):

нагрузка на элементы резервуара от собственного веса теплоизоляции;

ветровая нагрузка и ее восприятие собственно изоляцией и стенкой резервуара;

разница тепловых перемещений стенки и наружных элементов изоляции;

нагрузка на элементы изоляции от радиальных перемещений стенки при гидростатической нагрузке;

нагрузка на элементы стационарной крыши (не имеющей теплоизоляции) от резкого охлаждения настила, например, в случае дождя.

11.4.    В качестве утеплителя для выполнения теплоизоляции могут применяться плиты из минеральной ваты плотностью не менее 50 кг/м или аналогичные материалы, отвечающие требованиям пожарной безопасности.

11.5.    Конструкции опор под изоляцию включают:

первичные элементы крепления, присоединяемые на сварке к резервуару;

вторичные элементы крепления, соединяемые с первичными.

Материал первичных элементов крепления должен соответствовать требованиям раздела 2 настоящих Правил (конструкции II группы). Приварка первичных элементов к резервуару должна выполняться, как правило, только горизонтальными швами или швами со сваркой по контуру и должна быть завершена до испытаний резервуара. Вторичные элементы крепления по требованиям к материалу относятся к конструкциям III группы и могут быть приварены или иным образом присоединены к первичным элементам после проведения испытаний и завершения монтажа.

11.6.    Наружная обшивка должна выполняться из алюминиевых или оцинкованных стальных листов. Минимальная толщина листов обшивки на стенке резервуаров должна составлять:

для алюминиевого листа - 0,9 мм;

для оцинкованного листа - 0,7 мм.

Минимальная толщина листов обшивки на крыше резервуаров должна составлять для алюминиевого листа 1,2 мм.

Приложение Б

(Рекомендуемое)

Форма бланка заказа для проектирования и изготовления резервуара

БЛАНК ЗАКАЗА - (опросный лист) Х - (нужное зачеркнуть)

ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТАЛЬНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО РЕЗЕРВУАРА

Покупатель

(наименование, почтовый адрес, телефон, факс)

Объект

(наименование, почтовый адрес, телефон, факс)

ОБЪЕМ РЕЗЕРВУАРА

3

номинальный м3

3

полезный м3 проектный уровень налива м

ТИП РЕЗЕРВУАРА

?    со стационарной крышей без понтона

?    со стационарной крышей с понтоном

?    с плавающей крышей

Хранимый продукт

(наименование)

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.    Расчетная минусовая температура °С

2.    Снеговая нагрузка кг/м3

3.    Ветровая нагрузка кг/м3 или скорость ветра м/сек

4.    Сейсмичность баллов

5.    Плотность продукта т/м3

6.    Максимальная температура продукта °С

7.    Внутренне избыточное

давление мм. вод. ст.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ДАННЫЕ

Внутренний диаметр стенки мм Высота стенки мм Промежуточные ветровые кольца жесткости на стенке:

?    да ? нет

4.    Уклон днища:

?    наружу ? внутрь

5.    Тип стационарной крыши:

?    коническая самонесущая

?    коническая каркасная

8. Относительный вакуум мм. вод. ст.

? купольная

9. Наличие теплоизоляции: да нет

6. Тип лестницы:

плотность

3

3/м

/т

? кольцевая ?

шахтная

толщина на стенке

мм

7. Конструкция понтона или плавающей крыши:

толщина на крыше

мм

? однодечная ?

двудечная

10. Производительность подачи продукта: в резервуар

м3/час

8. Припуск на коррозию: стенки мм; днища

мм; крыши

мм.

из резервуара

м3/час

Приложения.

1.    Спецификация люков и патрубков.

2.    Схемы расположения люков и патрубков в стенке и крыше резервуара.

Представитель заказчика:_

(должность, подпись, печать, Ф. И. О.)

Приложение А

справочное

Высота стенки, м

Внутренний диамет

р стенки, м

4,73

6,63

7,58

8,53

10,43

12,33

15,18

18,98

20,92

22,80

28,50

34,20

39,90

45,60

50,70

55,80

60,70

66,00

71,10

6,0

105

207

271

343

513

716

1086

1698

2062

2450

7,5

132

259

338

429

641

896

1357

2122

2578

3062

9,0

158

311

406

514

769

1075

1629

2546

3094

3675

10,5

185

362

474

600

897

1254

1900

2971

3609

4287

12,0

211

414

542

686

1025

1433

2172

3395

4125

4899

7655

11024

15004

19598

24226

29345

34726

41054

47644

13,5

237

466

609

771

1153

1612

2443

3820

4640

5512

8612

12402

16880

22047

27255

33014

39066

46186

53600

14,0

8931

12861

17505

22864

28264

34236

40513

47897

15,0

264

518

677

857

1282

1791

2715

4244

5156

6124

9569

13779

18755

24497

30283

36682

43407

51318

16,0

10207

14698

20006

26130

32302

39127

46301

16,5

290

570

745

943

1410

1970

2986

4668

5671

6737

10526

15157

20631

26947

33311

40350

47748

18,0

316

621

812

1029

1538

2149

3258

5093

6187

7349

11483

16535

22507

29396

36339

44018

52088

19,5

343

673

880

1114

1666

2328

3529

5517

6703

7961

12440

17913

24382

31846

39368

47686

20,0

351

690

903

1143

1709

2388

3620

5659

6875

8166

12759

18373

25007

32663

40377

48909

21,0

369

725

948

1200

1794

2507

3801

5942

7218

8574

13397

19291

26258

34296

42396

51354

22,0

387

760

993

1257

1880

2627

3982

6225

7562

8982

14035

20210

27508

35929

44415

23,0

14673

21129

28758

37562

46434

24,0

15311

22047

30009

39195

48453

25,0

15948

22966

31259

40828

50471

Геометрические объемы резервуаров рекомендуемого параметрического ряда, м3.

Геометрический объем резервуара определяется объемом внутреннего пространства резервуара на полную высоту стенки. Полезный объем резервуара определяется объемом продукта при его заливе на проектный уровень.

Резервуары, выделенные курсивом, имеют предпочтительные размеры для изготовления и монтажа.

33

Резервуары с геометрическим объемом более 50000 м должны иметь полезный объем продукта не более 50000 м .

Приложение Г

(образец)

ЖУРНАЛ

пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара №

3

Объем, м3_

Назначение резервуара_

Место установки_

«УТВЕРЖДАЮ»

(наименование организации)

(должность, Ф. И. О., подпись)

«_»_200_г.

Пояснения к оформлению журнала

1.    Ответственным за своевременное ведение и правильное оформление журнала, а также прилагаемой к нему сдаточной документации является представитель монтажника (начальник участка).

2.    Журнал пооперационного контроля ведется в двух экземплярах на каждый резервуар прорабом (мастером), назначенным приказом по монтажному управлению.

3.    Контроль за правильностью ведения и оформления журнала и сдаточной документации возлагается на представителя заказчика.

4.    Все записи в журнале пооперационного контроля должны производиться чернилами и разборчиво. Подчистки и исправления не допускаются.

В случае появления подчисток и исправлений, они должны быть оговорены и заверены подписями ответственного представителя монтажника и представителя заказчика.

5.    Перед началом монтажных работ заполняется лист учета лиц, допущенных к сдаче и приемке выполнения работ (раздел 1), в который включаются:

-    Ответственный исполнитель монтажных работ;

-    Ответственный представитель монтажника;

-    Представители заказчика.

После заполнения раздел 1 заверяется подписями руководителей организации монтажника и заказчика.

Примечание. Оформление сдачи-приемки выполненных операций лицами, фамилии которых не внесены в раздел 1, запрещается.

6.    Перед началом сварочных работ на основании проверки удостоверений или заверенных копий удостоверений сварщиков, заполняется лист учета сварщиков (раздел 2). Графа 5 раздела 2 заполняется после получения заключения о механических испытаниях контрольных образцов, сваренных сварщиком. Правильность заполнения графы 5 для каждого сварщика должна удостоверяться подписями начальника монтажного участка и представителями заказчика в графах 6 и 7 соответственно.

7.    Приемка фундамента под монтаж металлоконструкций производится комиссией по акту, наименование, номер и дата которого записываются в разделе 3 журнала. Один экземпляр этого акта, переданный монтажнику, прилагается к журналу пооперационного контроля.

О наличии акта в приложении представители монтажника и заказчика обязаны расписаться в графе 3 и 4.

8.    Приемка металлоконструкций в монтаж, поставляемых изготовителем, производится по акту, номер и дата которого заносятся в графу 3 раздела 4: один экземпляр акта прилагается к журналу пооперационного контроля. О наличии акта в приложении к журналу пооперационного контроля

представители монтажника и заказчика расписываются в графе 4 и 5.

9.    В раздел 5 заносятся наименования, номера, даты документов, по которым техническая документация получена Монтажником.

Приемка технической документации монтажником подтверждается подписями представителей монтажника и заказчика.

10.    Пооперационный контроль и сдача-приемка монтажных работ осуществляется в соответствии с требованиями раздела 6 и схемы «Допускаемые отклонения при монтаже».

Ответственный исполнитель работ своей подписью в графе 7 фиксирует выполнение каждой операции.

Все операции раздела 6 подлежат обязательному контролю представителем заказчика с отметкой оценки качества в графе 6. Представитель заказчика фиксирует выполнение каждой операции в графе 8.

11.    Контроль и приемка сварочных работ осуществляются в соответствии с разделом 7 и схемы «Сварные швы». Оценка качества сварных швов заносится в графу 6.

12. Операции, проведенные в разделах 6, 7 подлежат актированию. Оформление приемки выполненных работ должно производиться своевременно, т.е. после контроля каждой операции. Не допускается заполнять журнал пооперационного контроля после окончания всех работ по резервуару или по прошествии длительного времени после контроля операции.

Не допускается представителям заказчика производить в разделах 6, 7 записи о приемке выполненных операций без личной проверки их качества.

13.    В разделе 8 заносятся дефекты, выявленные в процессе контроля и приемки монтажных работ, устранение которых связано с принятием технических решений.

Все другие замечания, выявленные при пооперационном контроле работ, которые могут быть быстро устранены и не требуют принятия технических решений, оформляются отдельными перечнями по образцу раздела 8 в качестве рабочих документов и в разделе 8 не отражаются.

14.    Все отступления от проектной, монтажно-технологической документации и строительных норм и правил, допущенные при выполнении монтажных работ, вносятся в раздел 9.

15.    В разделе 10 устанавливается перечень прилагаемых к журналу документов.

16. Изменения в журнал пооперационного контроля вносятся на основании «Извещений об изменении» от представителя монтажника. Регистрация внесенных в журнал пооперационного контроля изменений производится в листе регистрации изменений.

17.    Окончание монтажных работ оформляется актом сдачи резервуара в эксплуатацию, в котором руководителем организации Заказчика дается заключение о выполнении монтажных работ в полном объеме в соответствии с требованиями проектной, монтажно-технологической и нормативной документации, приемки их представителем Заказчика и готовности резервуара к сдаче в эксплуатацию.

Форма 1

Раздел 1

Лист учета лиц, допущенных к сдаче и приемке выполненных работ

Фамилия, имя, отчество

Наименование организации, должность

Образец подписи

Примечание

1

2

3

4

Руководитель организации

(подрядчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Руководитель предприятия

(заказчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Форма 2

Раздел 2

Лист учета сварщиков, допущенных к производству работ

Фамилия, имя, отчество

Разряд

№ удостоверения, кем выдано, срок действия

№ шифта клейма

№ и дата протокола по результатам испытаний контрольных образцов

Подпись начальника участка

Подпись представителя заказчика

1

2

3

4

5

6

7

Руководитель организации

(подрядчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Руководитель предприятия

(заказчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Форма 3

Раздел 3

Приемка основания (фундамента) под монтаж резервуара

Наименование строительной части сооружения

Наименование документации, которой оформлена его приемка, №, дата

Представитель подрядной организации

Представитель заказчика

1

2

3

4

Форма 4

Раздел 4

Приемка металлоконструкций резервуара в монтаж

Наименование

металлоконструкций

Наименование документа, по которому приняты металлоконструкции, №, дата

Представитель подрядной организации

Представитель заказчика

1

2

3

4

Форма 5

Раздел 5

Приемка технической документации

Наименование технической документации

Количество комплектов, шт.

Наименование документа, по которому принята техдокументация, №, дата

Представитель подрядной организации

Представитель заказчика

1

2

3

4

5

Форма 6

Раздел 6

Пооперационная приемка монтажных работ

Наименование

операции

Номер

этапа

Наименование

этапа

Технические требования к выполненным работам

Приборы, инструменты, материалы, необходимые для приемки

Оценка

качества

Представитель подрядной организации

Представитель

заказчика

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Форма 7

Раздел 7

Пооперационная приемка

сварочных работ

Наименование операции контроля и требования к качеству сварного соединения

Фамилия сварщика и № шифра

Подпись, дата выполнения и приемки работ

Номер группы однотипных швов

Номер

операции

Инструмент

Номер

шва

Оценка

качества

исполнитель

Отв.

представитель

подрядчика

Отв.

представитель

заказчика

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Форма 8 -1

Раздел 8

Дефекты, выявленные при контроле и приемке

Дата записи

Характеристика дефекта

Техническое решение, №, дата

1

2

3

Руководитель организации

(подрядчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Руководитель предприятия

(заказчик)

(подпись)

(Ф. И. О.)

Форма 9

Раздел 9

Учет отступлений от проекта и нормативной документации, допущенных при монтаже

Содержание работ и отступления

Разрешение на производство дальнейших работ (Ф. И. О. подпись, дата)

Примечания

№ чертежа проекта или Нормы

Требования проекта или норм.

Разрешается

выполнить

Представитель проектной организации

Представитель заказчика

Представитель подрядчика

1

2

3

4

5

6

7

Приложение Д1

(образец)

ФОРМА АКТА НА ПРИЕМКУ ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТОВ АКТ на приемку основания и фундаментов

«_»_200_г.

3

Вместимость резервуара_м Номер резервуара_

Наименование объекта_

Мы, нижеподписавшиеся, представители:

Заказчика_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Исполнитель работ_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Монтажной организации_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

произвели осмотр выполненных работ по сооружению основания и фундаментов под резервуар и установили следующее:

кольцевой фундамент, насыпная подушка, гидроизолирующий слой,_

_выполнены в соответствии с проектом_

(фундамент под лестницу)

(номер чертежа, проектная организация)

На основании результатов осмотра и прилагаемых документов основание и

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов    Стр. 78 из 90

фундаменты принимаются под монтаж (сборку) резервуара.

Приложения.

1.    Исполнительная схема на основание и фундаменты.

2.    Акт на скрытые работы по подготовке и устройству насыпной подушки под резервуар.

3.    Акт на скрытые работы по устройству гидроизолирующего слоя под резервуар.

Подписи:

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

Приложение Д2

(образец)

ФОРМА ПРОТОКОЛА КАЧЕСТВА НА КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРА

ПРОТОКОЛ КАЧЕСТВА

« » 200

г.

на конструкции резервуара

(без понтона, с понтоном, с плавающей крышей)

Вместимость резервуара

м3. Заказ

Заказчик

(наименование, почтовый адрес)

Объект

(наименование, почтовый адрес)

Изготовитель_

(наименование организации, почтовый адрес)

Рабочие деталировочные чертежи разработаны в соответствии с проектом КМ_

(номера чертежей, организация-разработчик)

Конструкции изготовлены по рабочим деталировочным чертежам_

(номер проекта, организация-разработчик, почтовый адрес)

Сроки изготовления конструкций:

начало_

окончание_

Конструкции резервуара соответствуют правилам устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утвержденных в установленном порядке.

Заключение о качестве сварных соединений по результатам радиографического контроля.

Схема расположения рентгенограмм на развертке стенки.

Схемы разверток стенки и днища с указанными номерами плавок и сертификатов листовых деталей.

Копии сертификатов качества на использованные материалы и металл.

Ответственный представитель

Изготовителя (начальник ОТК)_

(подпись, Ф. И. О.)

Приложение Д3

(образец)

ФОРМА ЗАКЛЮЧЕНИЯ О КАЧЕСТВЕ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ РАДИОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

о качестве сварных соединений по результатам радиографического контроля

«_»_200_г.

3

Объем резервуара_м3. Номер резервуара_

Наименование объекта

Контролируемый конструктивный элемент_

(стенка, днище)

Контроль проводился_

(рентгенографированием, гаммаграфированием)

в соответствии с требованиями правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утвержденных в установленном порядке.

Сварка выполнена сварщиками (Ф. И. О., знак):

Просвечивание произведено в соответствии с прилагаемой схемой расположения рентгенограмм на развертке контролируемого конструктивного элемента.

В результате просвечивания установлена оценка качества сварных соединений_

Заключение составил радиограф (дефектоскопист)_

Удостоверение_

Подпись_

Приложение Д4

(образец)

ФОРМА АКТА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА СМОНТИРОВАННЫХ (СОБРАННЫХ) КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА

АКТ

контроля качества смонтированных (собранных) конструкций резервуара

«_»_200_г.

3

Вместимость резервуара_м . Номер резервуара_

Наименование объекта

Мы, нижеподписавшиеся, представители:

Заказчика_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Монтажной организации_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

произвели осмотр смонтированных конструкций резервуара и установили следующее:

1.    Резервуар смонтирован в соответствии с рабочими чертежами КМ_

(номера чертежей, организация-разработчик)

2.    Геометрические параметры и форма резервуара соответствуют требованиям рабочих чертежей и правилам устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утвержденных в установленном порядке.

3.    Контролю на герметичность подвергнуты монтажные сварные швы, днища, стенки, соединения днище-стенка,

(стационарной крыши, понтона, плавающей крыши) усиливающих накладок люков и патрубков на стенке резервуара.

4. Радиографическому контролю подвергнуты монтажные сварные швы стенки и_

(днища)

в соответствии с прилагаемыми схемами просвечивания и заключением радиографа.

На основании результатов осмотра и прилагаемых документов резерв принимается для испытаний.

Приложения.

1. Исполнительные схемы на днище, стенку,

(понтон, плавающую крышу)

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов    Стр. 81 из 90

с указанием фактических отклонений размеров и формы.

2.    Акты контроля на герметичность монтажных сварных соединений резервуара.

3.    Заключение о качестве сварных соединений по результатам неразрушающего контроля.

4.    Схемы просвечивания монтажных швов стенки и

(днища)

резервуара с заключением радиографа.

Подписи

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

Приложение Д5

(образец)

ФОРМА АКТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ИСПЫТАНИЯ РЕЗЕРВУАРА АКТ гидравлического испытания резервуара

«_»_200_г.

Вместимость резервуара_м . Номер резервуара_

Наименование объекта_

Мы, нижеподписавшиеся, представители:

Заказчика_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Исполнителя_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Монтажной организации_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

составили настоящий акт о том, что в период времени:

с_ч «_»_200_г.

по    ч «    »    200    г.

резервуар был залит водой на высоту_м и выдержан под испытательной нагрузкой

в течение_часов, после чего произведен слив воды.

Контроль резервуара в процессе испытания, проведенные обмер и осмотр после слива воды показали следующее:

1.    Во время выдержки под испытательной нагрузкой на поверхности стенки,_

(понтона, плавающей крыши) по краям днища не обнаружено течи, уровень воды не снижался.

2. Максимальная осадка резервуара составила_мм.

3.    Максимальное отклонение образующих стенки от вертикали составило_мм

(см. приложение 2).

4.    Предельные зазоры между_

(понтоном, плавающей крышей)

и стенкой резервуара составили:

максимальный_мм;

минимальный_мм.

На основании    вышеуказанных    результатов    резервуар    признан    выдержавшим

гидравлическое испытание.

Приложения.

1.    Схема осадки резервуара по фиксированным точкам периметра днища (отметки

фиксированных точек определяются нивелированием: перед заливом резервуара водой; по достижении    максимального    уровня    налива;    по    окончании    выдержки    при

максимальном уровне налива; после слива воды).

2.    Схема отклонений образующих стенки от вертикали после слива воды (замеры производятся для 20 % образующих с наибольшими отклонениями по результатам контроля качества смонтированных конструкций резервуара).

3.    Схема и таблица зазоров между_

(понтоном, плавающей крышей)

и стенкой резервуара, а также между направляющими и патрубками в_

(понтоне, плавающей крыше)

подписи:_

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

Приложение Д6

(образец)

ФОРМА АКТА ИСПЫТАНИЯ РЕЗЕРВУАРА НА ВНУТРЕННЕЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ВАКУУМ

АКТ

испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум

«_»_200_г.

Объем резервуара_м . Номер резервуара_

Наименование объекта

Мы, нижеподписавшиеся, представители:

Заказчика_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Монтажной организации_

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

составили настоящий акт о том, что резервуар после проведения гидравлического испытания был подвергнут испытанию на внутреннее избыточное давление и вакуум.

Максимальный уровень воды во время испытания составил_м, что соответствует

проектному.

Избыточное давление составило_мм вод. ст., что на 25 % выше проектного

(_мм вод. ст.).

Вакуум составил _ мм вод. ст., что на 50 % больше проектной величины

(_мм вод. ст.).

Продолжительность нагрузки под давлением и вакуумом составила_мин.

Резервуар признан выдержавшим испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум.

ПОДПИСИ_

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

Приложение Д7

(образец)

ФОРМА АКТА ЗАВЕРШЕНИЯ МОНТАЖА (СБОРКИ) КОНСТРУКЦИЙ

АКТ

завершения монтажа (сборки) конструкций

«_»_200_г.

Объем резервуара_м194. Номер резервуара_

Наименование объекта

Мы, нижеподписавшиеся, представители: Заказчика

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

Монтажной организации

(наименование, Ф. И. О. представителя, должность)

составили настоящий акт о том, что после окончания испытаний и удаления из резервуара воды днище резервуара очищено от осадков и отложений.

На основании результатов осмотра, испытаний и ранее проведенного контроля качества считаем сборку конструкций резервуара полностью завершенной.

Резервуар принимается для выполнения антикоррозионной защиты,_,

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

(подпись, Ф. И. О., дата)

(подпись, Ф. И. О., дата)

Приложение Д8

(образец)

ПАСПОРТ

стального вертикального цилиндрического резервуара

« » 200 г.

3

Объем резервуара м3. Номер резервуара

Наименование объекта

Назначение резервуара

Основные размеры резервуара:

внутренний диаметр стенки мм; высота стенки

мм

Технический проект КМ

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Рабочие деталировочные чертежи

(номера чертежей)

разработаны

(организация-разработчик)

Проект основания и фундаментов под резервуар

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Проект резервуарного оборудования

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Проект антикоррозионной защиты резервуара

(номер проекта)

разработан

(организация-разработчик)

Конструкции резервуара изготовлены

(дата окончания отгрузки)

(наименование завода-изготовителя)

Конструкции резервуара смонтированы с_по_

(начало и окончание монтажа)

(наименование монтажной организации)

Для выполнения общестроительных и пусконаладочных работ на резервуаре

привлекались организации:

1.

(наименование организации)

(выполненные работы)

2.

(наименование организации)

(выполненные работы)

3.

(наименование организации)

(выполненные работы)

4.

(наименование организации)

(выполненные работы)

5.

(наименование организации)

(выполненные работы)

На основании имеющейся технической документации и актов на выполненные работы резервуар введен в эксплуатацию «_»_200_г.

Приложения.

1.    Технический проект на конструкции резервуара (проект КМ).

2.    Рабочие (деталировочные) чертежи конструкций резервуара.

3.    Протокол качества на конструкции резервуара.

4.    Акт на приемку основания и фундаментов.

5.    Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара.

6.    Акт гидравлического испытания резервуара.

7.    Акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум.

8.    Акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара.

9.    Акт выполнения теплоизоляции резервуара.

10.    Акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования.

Подпись руководителя

организации заказчика_

(подпись, Ф. И. О.)

Приложение Д 9

(образец)

ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА ДЛЯ СБОРКИ

АКТ приемки металлоконструкций резервуара для сборки

«_»_200_г.

Вместимость резервуара_м . Номер резервуара_

Наименование объекта

Наименование конструкций_

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru

изготовленных

(организация-изготовитель, номер заказа, дата изготовления)

«_»_200_г.

(дата приемки)

Комиссия в составе:

представителя монтажной организации:_

(Ф. И. О. представителя, должность)

представителя Заказчика

(Ф. И. О. представителя, должность)

представителя проектной организации

( Ф. И. О. представителя, должность) произвела осмотр металлоконструкций и проверку качества работ, выполненных_

(наименование организации-изготовителя) и составила настоящий акт о нижеследующем:

1. К приемке предъявлены следующие конструкции_

(перечень, краткая характеристика конструкций)

2. Работа выполнена по проектной документации_

(наименование проектной организации,чертежей и дата их составления)

3. При изготовлении конструкций отсутствуют (или допущены) отклонения от проектной

документации

(при наличии отклонений указывается,

кем согласованы, № чертежей и даты согласований)

Решение комиссии

Конструкции изготовлены в соответствии с проектной документацией, стандартами, строительными нормами и правилами. На основании изложенного разрешается производство монтажных (сборочных) работ_

(наименование работ и конструкций)

Представитель монтажной организации_

(подпись)

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

(подпись)

Представитель проектной организации_

(подпись)

Приложение Д10

(образец)

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ,

ПРЕДСТАВЛЯЕМОЙ ПРИ ПРЕДЪЯВЛЕНИИ РЕЗЕРВУАРА К ПРОЧНОСТНЫМ ИСПЫТАНИЯМ

1.    Акт на приемку основания и фундаментов (см. приложение Д1).

2.    Протокол качества на конструкции резервуара (см. приложение Д2).

3.    Рабочие чертежи КМ и КМД.

4.    Проект производства работ (ППР).

5.    Акт приемки металлоконструкций резервуара в монтаж (см. приложение Д9).

6.    Журнал пооперационного контроля (см. приложение Г).

7.    Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара (см. приложение Д4).

8.    Заключение на контроль 100 % монтажных и заводских сварных швов днища.

9.    Заключение на контроль монтажных сварных швов коробов плавающей крыши, патрубков и опорных стоек понтона (плавающей крыши).

10.    Заключение на контроль физическими методами монтажных стыков стенки резервуара.

11.    Заключение на контроль уторного шва стенки с окрайками днища.

12.    Методика выполнения фактических контрольных замеров.

13.    Журнал авторского надзора с приложением эскизов и других технических решений, принятых в процессе монтажа представителями организаций, выполнявших авторский надзор.

СОДЕРЖАНИЕ

I.    Общие положения

1.1.    Область применения и назначения правил

1.2.    Общие требования

II.    Материалы

2.1.    Общие требования к материалам

2.2.    Химический состав и свариваемость

2.3.    Сортамент листов

2.4.    Расчетная температура металла

2.5.    Рекомендуемые стали

2.6.    Требования к ударной вязкости

2.7.    Условия приемки

2.8.    Дополнительные требования, указываемые в заказе листов

2.9.    Фасонный прокат

2.10.    Материал вспомогательных конструкций

2.11.    Сварочные материалы

2.12.    Материал болтов и гаек

III.    Конструкция резервуаров

3.1.    Сварные соединения и швы

3.2.    Применяемые соединения

3.3.    Исходные данные для проектирования

3.4.    Конструкция днища

3.5.    Конструкция стенки

3.6.    Конструкция колец жесткости на стенке

3.7.    Стационарные крыши

3.8.    Плавающие крыши

3.9.    Понтоны

3.10.    Резервуары с защитной стенкой

3.11.    Патрубки и люки-лазы в стенке

3.12.    Патрубки и люки в крыше

3.13.    Лестницы, площадки, переходы

3.14.    Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара

3.15.    Анкерное крепление стенки

IV.    Изготовление конструкций резервуаров

4.1.    Общие требования

4.2.    Приемка, хранение и подготовка металлопроката

4.3.    Обработка металлопроката

4.4.    Изготовление нерулонируемых конструкций

4.5.    Изготовление рулонируемых полотнищ

4.6.    Маркировка

4.7.    Упаковка

4.8.    Транспортирование и хранение конструкций резервуаров

4.9.    Ответственность изготовителя

V.    Монтаж металлоконструкций

5.1.    Общие требования

5.2.    Требования к монтажной площадке

5.3.    Приемка основания и фундаментов

5.4.    Приемка металлоконструкций резервуара (входной контроль)

5.5.    Монтаж

VI.    Сварка резервуаров

6.1.    Общие требования

6.2.    Рекомендуемые способы сварки

6.3.    Требования к подготовке и сборке конструкций под сварку

6.4.    Требования к технологии выполнения сварных соединений

VII.    Контроль качества сварных соединений

7.1.    Общие требования

7.2.    Организация контроля

7.3.    Визуальный контроль

7.4.    Контроль герметичности

7.5.    Физические методы контроля

VIII.    Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

8.1.    Общие требования

8.2.    Дыхательная аппаратура

8.3.    Приборы контроля уровня

8.4.    Устройства пожарной безопасности

8.5.    Устройства молниезащиты

IX.    Испытание и приемка резервуаров

X.    Антикоррозионная защита

XI.    Требования по устройству теплоизоляции

Приложение Б Форма бланка заказа для проектирования и изготовления резервуара Приложение А

Приложение Г Журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара Приложение Д1 Форма акта на приемку основания и фундаментов Приложение Д2 Форма протокола качества на конструкции резервуара Приложение Д3 Форма заключения о качестве сварных соединений по результатам радиографического контроля

Приложение Д4 Форма акта контроля качества смонтированных (собранных) конструкций резервуара

Приложение Д5 Форма акта гидравлического испытания резервуара

Приложение Д6 Форма акта испытания резервуара на внутреннее избыточное

давление и вакуум

Приложение Д7 Форма акта завершения монтажа (сборки) конструкций Приложение Д8 Паспорт стального вертикального цилиндрического резервуара Приложение Д9 Форма акта приемки металлоконструкций резервуара для сборки Приложение Д10 Перечень документации, представляемой при предъявлении резервуара к прочностным испытаниям

Постановление Г осгортехнадзора РФ от 20 мая 2003 г. № 33 "Об утверждении Правил промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов”

Госгортехнадзор России постановляет:

1.    Утвердить "Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов".

2.    Направить "Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов" на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.

Начальник Госгортехнадзора России В.М. Кульечев

Зарегистрировано в Минюсте РФ 9 июня 2003 г.

Регистрационный № 4666

Правила

промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов

ПБ 09-560-03 Содержание

I.    Общие положения

II.    Требования промышленной безопасности к технологическим объектам

2.1.    Общие требования

2.2.    Линейные отводы от магистральных нефтепроводов

2.3.    Железнодорожные наливные эстакады

2.4.    Автомобильные сливоналивочные станции

2.5.    Сливоналивные причалы

2.6.    Резервуарные парки

2.7.    Складские помещения (тарные хранилища) и отпуск нефтепродуктов в тару

2.8.    Технологические трубопроводы

2.9.    Насосные установки и станции

2.10.    Системы улавливания паров

2.11.    Регенерация отработанных нефтепродуктов

III.    Требования промышленной безопасности к техническим системам обеспечения

3.1.    Системы контроля, управления, автоматизации и противоаварийной защиты

3.2.    Электрообеспечение и электрооборудование

3.3.    Молниезащита и защита от статического электричества

3.4.    Системы связи и оповещения

3.5.    Отопление и вентиляция

3.6.    Водоснабжение и канализация. Очистные сооружения

IV. Обслуживание и ремонт технологического оборудования. резервуаров и трубопроводов. технических систем обеспечения

V.    Требования безопасности при обслуживании опасных производственных объектов

VI.    Требования к содержанию территории, зданий и сооружений

I. Общие положения

1.1.    Настоящие Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов (далее Правила) устанавливают требования. соблюдение которых направлено на обеспечение промышленной безопасности. предупреждение аварий. несчастных случаев на опасных производственных объектах нефтебаз и складов нефтепродуктов.

1.2.    Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации. 1997 г. № 30. ст. 3588), Положением о Федеральном горном и промышленной надзоре России. утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 № 841 (Собрание законодательства Российской Федерации. 2001 г. № 50 ст. 4742), Общими правилами промышленной безопасности для организаций. осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов. утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.02 № 61-А. зарегистрированными Минюстом России 28.11.02 № 3968 (Российская газета. 2002 г. 5 дек. № 231). и предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности. осуществляющими деятельность в области промышленной безопасности.

1.3.    Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов распространяются на действующие. реконструируемые. проектируемые. строящиеся и законсервированные нефтебазы и склады нефтепродуктов.

1.4.    Правила не распространяются:

-    на нефтебазы с продуктами. имеющими упругость паров выше 700 мм рт. ст.;

-    отдельно стоящие автозаправочные станции;

-    нефтепромысловые склады и склады магистральных трубопроводов.

1.5.    Нефтебазы и склады нефтепродуктов. на которые распространяются действия настоящих Правил. должны иметь:

-    лицензию на осуществление конкретного вида деятельности в области промышленной безопасности. подлежащего лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации;

-    разрешение на применение технических устройств. в том числе иностранного производства. на опасных производственных объектах;

-    договор страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта (ОПО);

-    документ о регистрации ОПО в государственном реестре;

-    проектную документацию на строительство. расширение. реконструкцию. техническое перевооружение. консервацию и ликвидацию ОПО;

-    нормативные правовые акты и нормативные технические документы. устанавливающие правила ведения работ на ОПО.

1.6. Необходимость разработки декларации промышленной безопасности объекта определяется Федеральным законом от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".

1.7.    Организация. эксплуатирующая ОПО нефтебаз или складов нефтепродуктов. обязана:

-    соблюдать требования Федерального закона от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов". других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации. а также нормативных документов в области промышленной безопасности;

-    обеспечивать укомплектованность штата работников ОПО. удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к работе;

-    обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности;

-    организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

-    обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями;

- обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах в установленные сроки;

-    обеспечивать готовность организации к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии: иметь планы локализации аварийных ситуаций (ПЛАС) и планы ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН), проводить тренировки по действию персонала в аварийных ситуациях;

-    принимать участие в техническом расследовании причин аварий и несчастных случаев на ОПО, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных происшествий; вести учет аварий и инцидентов на ОПО;

-    принимать меры по защите жизни и здоровья работников в случае аварии на ОПО;

-    обеспечивать защиту объектов от проникновения и несанкционированных действий посторонних лиц;

-    выполнять распоряжения и предписания федерального органа исполнительной власти, специально уполномоченного в области промышленной безопасности, его территориальных органов и должностных лиц, отдаваемые ими в соответствии с полномочиями;

-    представлять в соответствии с установленным порядком информацию о выполнении мероприятий по обеспечению промышленной безопасности.

1.8.    Обязательность разработки декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов, при отсутствии предельного количества опасных веществ, указанных в приложении 2 к Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", может быть установлена Правительством Российской Федерации, а также в соответствии со своими полномочиями федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности.

1.9.    Приведение действующих нефтебаз и складов нефтепродуктов в соответствие с требованиями настоящих Правил осуществляется в установленном порядке.

II. Требования промышленной безопасности к технологическим объектам

2.1. Общие требования

2.1.1.    На нефтебазах и складах нефтепродуктов должны разрабатываться и внедряться мероприятия по предупреждению и исключению опасных факторов, влияющих на промышленную безопасность.

2.1.2.    Разрабатываемые мероприятия нормативного, организационного и технического характера должны иметь четкую направленность и практическую реализацию в части:

-    обеспечения промышленной безопасности;

-    предотвращения аварий;

-    предотвращения образования взрывоопасной среды;

-    предотвращения образования во взрывоопасной среде источников зажигания.

2.1.3.    Промышленная безопасность должна обеспечиваться:

-    техническими решениями, принятыми при проектировании;

-    соблюдением требований правил безопасности и норм технологического режима процессов;

- безопасной эксплуатацией технических устройств, отвечающих требованиям нормативно-технической документации при эксплуатации, обслуживании и ремонте;

-    системой подготовки квалифицированных кадров.

2.1.4.    Предотвращение аварий должно достигаться:

-    применением автоматизированных систем управления и противоаварийной защиты;

-    регламентированным обслуживанием и ремонтом оборудования с применением диагностики неразрушающими методами контроля;

-    системой мониторинга опасных факторов, влияющих на промышленную безопасность;

-    накоплением и анализом банка данных по авариям и инцидентам;

-    принятием предупреждающих мер по возникновению аварий.

2.1.5.    Предотвращение образования взрывопожароопасной среды должно обеспечиваться:

- автоматизацией технологических процессов. связанных с обращением легковоспламеняющихся жидкостей (далее - ЛВЖ) и горючих жидкостей (далее - ГЖ);

-    применением технических мер и средств защиты оборудования от повреждений и преждевременного износа;

-    регламентированным контролем герметичности участков, узлов, соединений, которые по условиям эксплуатации могут стать источниками выделений (пропуска) горючих газов;

-    контролем среды, блокировкой средств управления, позволяющей прекратить образование взрывоопасной среды на ранней стадии;

-    улавливанием паров взрывоопасной смеси и отводом их в емкость (конденсатор);

- применением технических средств и приемов, позволяющих максимально сократить вынужденный выброс (испарение) горючих веществ;

-    применением замкнутой системы сбора взрывоопасной смеси по типу сообщающихся сосудов.

2.1.6.    Предотвращение образования во взрывоопасной среде источников зажигания должно достигаться:

-    применением электрооборудования, соответствующего пожароопасной и взрывоопасной зонам, группе и категории взрывоопасной смеси;

-    применением приемов и режимов технологического процесса, оборудования, удовлетворяющих требованиям электростатической безопасности;

-    устройством и регулярной проверкой молниезащиты зданий, сооружений и оборудования;

-    применением в конструкции быстродействующих средств защитного отключения возможных источников зажигания;

-    применением искрогасителей и искроулавливателей;

-    использованием неискрящего инструмента при работе с оборудованием, содержащим ЛВЖ и ГЖ;

-    контролем температуры нагрева машин, механизмов, подшипников, устройств, которые могут войти в контакт с горючей средой;

-    устранением контакта с воздухом пирофорных веществ;

-    выполнением требований нормативной технической документации, правил промышленной безопасности.

2.1.7.    Система производственного контроля за промышленной безопасностью должна обеспечивать:

-    контроль за соблюдением требований правил промышленной безопасности на опасном производственном объекте;

-    анализ состояния промышленной безопасности и контроль за реализацией мероприятий, направленных на ее повышение;

-    координацию работ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственных объектах, и обеспечение готовности организации к локализации аварий и ликвидации их последствий.

2.2. Линейные отводы от магистральных нефтепродуктопроводов

2.2.1. Прием (отпуск) нефтепродуктов по отводящим распределительным трубопроводам (отводам) магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) должен осуществляться с соблюдением требований, установленных нормативными документами к организации и порядку сдачи нефтепродуктов по отводам магистральных нефтепродуктопроводов.

2.2.2.    Сооружения отводов (узлы приема) должны соответствовать требованиям строительных норм и правил к магистральным трубопроводам, складам нефти и нефтепродуктов, противопожарным нормам и нормам технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов (распределительных нефтепродуктопроводов).

2.2.3. Герметичность задвижек на нулевом километре отвода (начальная точка отвода). концевых задвижек отвода. технологических задвижек у резервуаров потребителей определяется в проекте в соответствии с требованиями государственного стандарта.

2.2.4.    Узел подключения концевых задвижек отводов к технологическим трубопроводам потребителя обустраивается:

-    двумя стальными отсекающими задвижками на отводе;

-    камерой отбора проб с пробоотборником;

-    системой канализации с емкостью для слива отбираемых проб;

-    манометрами. приборами контроля сортности нефтепродуктов;

-    системой электроснабжения для питания электроприводов задвижек и освещения;

- соответствующим ограждением.

2.2.5. Оснащенность контрольно-измерительными приборами (далее - КИП). средствами (приборами) учета. уровень автоматизации отводов определяются действующими нормативными документами по проектированию. автоматизации. телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов.

2.2.6.    Технологические линии от концевых задвижек отвода до приемных резервуаров потребителя должны быть автономными и не иметь тупиковых ответвлений. лишних врезок. перемычек. проходить через узлы задвижек на манифольдах. эстакадах. насосных.

2.2.7.    Отпуск нефтепродуктов потребителю по отводу производится только при условии работы МНПП в рабочем режиме.

2.2.8.    Во избежание аварийных ситуаций (гидроударов) задвижки на отводе необходимо открывать в следующей последовательности: сначала открываются концевые задвижки отвода. после получения информации об открытии концевых задвижек открываются задвижки на нулевом километре отвода.

2.2.9.    После каждой закачки продукта потребителю необходимо произвести обход трассы.

2.2.10.    Действия персонала в аварийных ситуациях должны соответствовать разработанным и утвержденным в установленном порядке планам локализации аварийных ситуаций и планам по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

2.3. Железнодорожные сливоналивные эстакады

2.3.1.    Проектирование. монтаж. эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности. отраслевых документов. устанавливающих требования по проектированию железнодорожных сливоналивных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов. проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны. строительных норм. стандартов и настоящих Правил.

2.3.2.    Прием и отгрузка нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должны осуществляться через специально оборудованные сливоналивные устройства. конструкция которых должна обеспечивать безопасное проведение сливоналивных операций.

2.3.3.    Налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных шарнирно-сочлененных или телескопических устройств. оборудованных автоматическими ограничителями налива. а также средствами механизации. При наливе нефтей и светлых нефтепродуктов. отгружаемых группой цистерн с массовой нормой 700 тонн и более должна быть предусмотрена герметизация налива с отводом паров на регенерационную установку. в газосборную систему. В обоснованных случаях допускается отвод паров на свечу.

2.3.4.    Налив любого из заданных светлых нефтепродуктов. производимых через одно и тоже наливное устройство. должен осуществляться с обеспечением мер. исключающих смешение продуктов. Для авиационных горюче-смазочных материалов (ГСМ) при их отпуске потребителю предусматриваются отдельные наливные устройства.

Сливоналивные железнодорожные эстакады для нефтепродуктов оборудуются устройствами как верхнего. так и нижнего герметизированного слива. Слив авиационных ГСМ и других светлых нефтепродуктов должен производиться через нижние сливные устройства в отдельные резервуары для последующего отстаивания и удаления из них свободной (подтоварной) воды.

2.3.5.    Для приема противоводокристаллизационной жидкости (ПВКЖ). а также противооблединительных жидкостей на эстакаде должны быть предусмотрены отдельные самостоятельные системы слива. включающие сливные устройства. насосные агрегаты. фильтры грубой очистки. трубопроводные коммуникации. резервуары.

Перед началом слива поступившего продукта остаток ПВКЖ из приемного патрубка должен быть слит в отдельную емкость. При невозможности удаления остатка ПВКЖ из приемного трубопровода первую партию поступившего продукта в количестве 1.5 объема трубопровода необходимо слить в специальную емкость.

2.3.6.    Система трубопроводов должна быть выполнена таким образом. чтобы обеспечить полное освобождение трубопроводов после запорной арматуры от остатков наливаемого или сливаемого продукта.

Для освобождения коллекторов и трубопроводов от нефтепродуктов должна быть предусмотрена закрытая дренажная система. включающая средства для дренирования наливных устройств и связанных с ними коллекторов и продуктопроводов.

2.3.7.    Для выполнения операций по аварийному освобождению неисправных цистерн от нефтепродуктов должны быть предусмотрены специально

оборудованные места. В обоснованных случаях при оснащении сливоналивной эстакады специальными средствами допускается производить аварийное освобождение неисправных цистерн непосредственно на эстакаде.

2.3.8.    Для сбора и отвода атмосферных осадков и смыва пролитых нефтепродуктов зона налива должна иметь твердое бетонное покрытие, оборудованное устройствами отвода в дренажную систему. Рельсы в этой зоне должны прокладываться на железобетонных шпалах. Твердое покрытие должно быть водонепроницаемым, ограждаться по периметру бортиком высотой не менее 0,2 м и иметь уклоны не менее 2% для стока жидкости к приемным устройствам (лоткам, колодцам, приямкам).

2.3.9.    Загрязненный продукт из дренажной емкости следует направлять в разделочные емкости-резервуары или емкости-резервуары для отработанных нефтепродуктов.

2.3.10.    На сливоналивных эстакадах должны быть предусмотрены быстродействующие отключающие системы (преимущественно автоматические устройства). Налив должен автоматически прекращаться при:

-    выдаче заданной нормы;

-    достижении предельного уровня заполнения железнодорожной цистерны.

2.3.11.    На трубопроводах, по которым поступают на эстакаду ЛВЖ и ГЖ, должны быть установлены быстродействующие запорные устройства или задвижки с дистанционным управлением для отключения этих трубопроводов при возникновении аварии на эстакаде. Отключающие устройства должны устанавливаться на расстоянии 20-50 м от наливных эстакад, управляться из операторной и непосредственно на железнодорожной эстакаде на нулевой отметке у эвакуационных лестниц.

2.3.12.    Максимальная безопасная скорость налива нефти и нефтепродуктов должна приниматься с учетом свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства, свойств материала его стенок и определяться проектом.

2.3.13.    Ограничение максимальной скорости налива нефти и нефтепродуктов до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса. Автоматическое регулирование расхода перепускаемого продукта производится при поддержании постоянного давления в напорном трубопроводе подачи продукта на наливную железнодорожную эстакаду.

2.3.14.    Для исключения образования взрывоопасных смесей в системах трубопроводов и коллекторов слива и налива должен быть предусмотрен подвод к ним инертного газа или пара с использованием специально предназначенного оборудования и стационарных линий195.

2.3.22.    Разогрев нефтепродуктов в железнодорожных цистернах электрогрелками должен производиться только в сочетании с циркуляционным нагревом в выносном подогревателе (теплообменнике).

2.3.23.    Устройство установки нижнего слива (налива) должно соответствовать стандартизированным техническим условиям для установок нижнего слива (налива) нефти и нефтепродуктов железнодорожных вагонов-цистерн. При применении в указанных установках электроподогрева должно быть предусмотрено устройство. отключающее подачу электроэнергии при достижении температуры 90°С на поверхности. соприкасающейся с подогреваемым нефтепродуктом.

2.3.24.    При использовании переносных электрогрелок последние должны быть оснащены блокировочными устройствами. отключающими их при снижении уровня жидкости над нагревательным устройством ниже 500 мм.

2.3.25.    Переносные паровые змеевики и электрогрелки должны включаться в работу только после их погружения в нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно производиться до начала слива.

2.3.26.    Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Наливное устройство должно быть такой длины. чтобы расстояние от его конца до нижней образующей цистерны не превышало 200 мм.

2.3.27.    На сливоналивных железнодорожных эстакадах должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций согласно требованиям нормативных документов. Один датчик сигнализатора довзрывных концентраций должен быть установлен на две цистерны на нулевой отметке вдоль каждого фронта налива и слива. При двухстороннем фронте налива и слива датчики должны располагаться в "шахматном" порядке.

2.3.28.    Для контроля давления и температуры наливаемого нефтепродукта на общем коллекторе подачи на эстакаду продукта следует устанавливать приборы измерения этих параметров с выносом показаний в операторную.

2.3.29.    Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз для налива светлых нефтепродуктов рекомендуется при соответствующем обосновании предусматривать автоматизированную систему налива. проектирование которой должно осуществляться в соответствии с указаниями по проектированию установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

2.3.30.    Сливоналивные эстакады для нефти и нефтепродуктов должны быть защищены от прямых ударов молнии и от электромагнитной индукции.

2.3.31.    Для предупреждения возможности накопления зарядов статического электричества и возникновения опасных разрядов при выполнении технологических сливоналивных операций с нефтепродуктами необходимо:

-    заземление цистерн. трубопроводов. наливных устройств;

-    ограничение скорости налива в начальной и конечной стадиях налива.

2.4. Автомобильные сливоналивные станции

2.4.1. Автомобильные сливоналивные станции должны отвечать требованиям промышленной безопасности. нормам проектирования автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны. строительным нормам и правилам. стандартам и настоящим Правилам.

2.4.2.    Наливная станция или пункт налива должны включать в себя: помещения пункта управления. площадки налива автомобильных цистерн. на которых оборудованы посты налива и наливные устройства. Насосы могут располагаться отдельно от наливных устройств.

2.4.3.    Площадки налива автомобильных цистерн объединяются по группам нефтепродуктов и размещаются под навесами. Конструкция навеса должна быть изготовлена из несгораемых материалов.

2.4.4.    На станциях и пунктах налива автоцистерн должны применяться посты налива (наливные стояки) и установки автоматизированного налива с местным и автоматизированным управлениями из операторной.

2.4.5.    Приводы сливоналивных устройств. применяемые для налива ЛВЖ и ГЖ. при осуществлении операций вручную. гидравликой или пневматикой должны исключать самопроизвольное движение механизмов устройств.

2.4.6.    Для налива ЛВЖ с упругостью паров от 500 мм рт. ст. сливоналивные устройства должны снабжаться устройствами отвода паров.

2.4.7.    При наливе ЛВЖ и ГЖ должны использоваться телескопические или шарнирно сочлененные трубы. Расстояние от конца наливной трубы до нижней образующей цистерны не должно превышать 200 мм.

2.4.8.    Наконечник наливной трубы должен быть изготовлен из материала. исключающего искрообразование при соударениях с котлом цистерны. Конструкция наконечника должна исключать вертикальное падение и разбрызгивание струи продукта в начале операции налива.

2.4.9.    В целях исключения перелива продукта через край горловины котла цистерны необходимо применять автоматические предельные ограничители уровня налива. позволяющие автоматически прекращать налив при достижении заданного значения.

2.4.10.    Должны быть предусмотрены меры. обеспечивающие полное освобождение наливной трубы от продукта и исключающие возможность его пролива на цистерну при окончании налива.

2.4.11.    Для сбора остатков продукта. стекающих с наливной трубы при извлечении ее из цистерны. необходимо применять каплесборник.

2.4.12. Учитывая конструкцию сливоналивных устройств. элементы которых соединены шарнирами с сальниковыми уплотнениями. изготовленными из неметаллических материалов. необходимо каждую смену проверять заземление. не допуская нарушения единого контура.

2.4.13.    Для нижнего налива продуктов в автоцистерны авиапредприятий должны применяться соединительные шарнирно сочлененные трубы из алюминия. исключающие искрообразование при стыковке с фланцем автоцистерны. Допускается применение гибких металлорукавов.

2.4.14. На пункте налива с автоматическим управлением топливозаправщика (ТЗ) должно предусматриваться аварийное (ручное) дистанционное отключения насоса. Кнопка аварийного отключения должна быть легко доступна.

Система налива авиаГСМ в ТЗ должна обеспечивать их налив снизу. т.е. нижнее наполнение. Налив ТЗ сверху не допускается.

2.4.15.    На станциях и пунктах налива нефтепродуктов в автомобильные цистерны должны устанавливаться сигнализаторы довзрывных концентраций.

2.4.16.    При превышении концентрации паров нефтепродуктов на станциях и пунктах налива более 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени должны быть обеспечены прекращение операции налива и запрет запуска двигателей автомобилей.

2.4.17. Запрещается запуск двигателей автоцистерн. находящихся на оперативной площадке. в случаях пролива (перелива) нефтепродукта до полной уборки пролитого нефтепродукта.

2.4.18.    Автоналивные станции должны быть оборудованы специальными устройствами (светофорами. шлагбаумами и т.п.) для предотвращения выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами.

2.4.19.    Автоцистерны. стоящие под сливом-наливом на автоналивных станциях. должны быть заземлены с наличием блокировки. исключающей возможность запуска насосов для перекачки нефтепродуктов при отсутствии такого заземления.

2.5. Сливоналивные причалы

2.5.1.    Причальные сооружения по своему устройству и режиму должны отвечать нормативным документам по технологическому проектированию портов и пристаней. требованиям по перевозке нефти и нефтепродуктов на танкерах. по безопасности для нефтяных танкеров и терминалов.

2.5.2.    Нефтеналивные суда. прибывающие под слив-налив должны быть подготовленными к погрузке нефтепродуктов в соответствии с установленными требованиями.

2.5.3.    Швартовать наливные суда и плавучие цистерны с легковоспламеняющимися нефтепродуктами стальными тросами запрещается.

2.5.4. Основными частями причальных сооружений являются подходные эстакады. центральные платформы. швартовые фалы и отбойное устройство. Причалы (пирсы) и причальные сооружения должны быть оснащены:

-    швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;

-    системой трубопроводов. проложенной с берега на причал (пирс);

-    шлангующими устройствами с автоматизированным приводом для соединения трубопроводов причала со сливоналивными устройствами судов или сливоналивными устройствами - стендерами;

-    средствами механизации швартовки;

-    средствами подачи электроэнергии. стационарным и переносным освещением;

-    средствами связи с судами;

-    системой автоматической пожарной защиты и спасательными средствами;

-    устройством для заземления судов;

-    системой сбора дождевых стоков и аварийных проливов.

2.5.5.    Работы по присоединению и отсоединению шлангов на причале должны быть механизированы.

2.5.6.    На стационарных и плавучих причалах отбойные устройства должны быть выполнены из эластичных материалов, уменьшающих жесткие удары и исключающих образование искр во время швартовки.

2.5.7.    Для контроля за перекачкой на трубопроводе у насосной станции и у стендеров должны быть установлены приборы, контролирующие давление. Показания приборов должны быть выведены в операторную.

2.5.8.    При несанкционированных отходах судна от причала должно срабатывать автоматическое устройство аварийного отсоединения стендера.

2.5.9. Для предотвращения пролива нефтепродуктов на технологическую площадку причала (пирса) при аварии, а также отсоединения наливных устройств от приемных патрубков судна, наливные устройства должны быть оборудованы быстро закрывающимися клапанами.

2.5.10.    Наливная система должна быть оборудована устройствами защиты от гидравлического удара.

2.5.11.    Для предупреждения опасных проявлений статического электричества скорость движения нефтепродукта в трубопроводе в начальной стадии заполнения танкера устанавливается проектной организацией.

2.5.12.    Нефтепричалы должны быть оборудованы устройствами заземления.

2.5.13.    Грузовые и вспомогательные операции могут быть начаты только после окончания работ по заземлению корпуса судна и соответствующих трубопроводов.

2.5.14.    Во время грозы и сильного ветра запрещается проведение сливоналивных операций ЛВЖ.

2.6. Резервуарные парки

2.6.1. Виды и способы хранения нефти и нефтепродуктов должны соответствовать установленным требованиям к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению. Для вновь строящихся и реконструируемых нефтебаз запрещается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

2.6.2.    Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров категорируются в соответствии с требованиями действующих строительных норм и правил.

2.6.3. Конструкция вертикальных стальных резервуаров должна соответствовать установленным требованиям к устройству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Для хранения ПВКЖ предусматриваются горизонтальные резервуары и бочки, изготовленные из стали (предпочтительно нержавеющей), без внутреннего оцинкованного или лакокрасочного покрытия.

Не допускается хранение ПВКЖ в емкостях, изготовленных из алюминия и его сплавов.

2.6.4.    Допускается в обоснованных случаях применять стальные резервуары с защитной стенкой (типа "стакан в стакане"). При этом должен быть обеспечен контроль наличия утечек продукта в межстенное пространство. Такой контроль может осуществляться по прямому (утечкам) или косвенному параметрам (загазованности). При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара необходимо вывести его из эксплуатации.

2.6.5. Для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефти и нефтепродуктов стальные вертикальные резервуары, в зависимости от свойств хранимого продукта, должны быть оснащены техническими устройствами, основными из которых являются:

-    приемо-раздаточные патрубки с запорной арматурой;

-    дыхательная и предохранительная арматура;

-    устройства для отбора пробы и подтоварной воды;

-    приборы контроля, сигнализации и защиты;

-    устройства подогрева;

-    противопожарное оборудование;

-    вентиляционные патрубки с огнепреградителями.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения определяются в проектной документации.

2.6.6.    Расходные резервуары для авиатоплива должны быть оборудованы плавающими устройствами (ПУВ) для верхнего забора топлива.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.

2.6.7.    Конструкция резервуара и устанавливаемое на нем оборудование. арматура и приборы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:

-    наполнении. хранении и опорожнении;

-    зачистке и ремонте;

-    отстое и удалении подтоварной воды;

-    отборе проб;

-    замере уровня. температуры. давления.

2.6.8.    Каждый резервуар изготавливается в соответствии с проектом. На каждый резервуар составляется паспорт. На корпус резервуара наносится номер. обозначенный в его паспорте.

2.6.9.    Скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств.

2.6.10.    Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши). которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 700 м3 - 3.3 м/ч. для резервуаров емкостью свыше 700 м3 - 6 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2.5 м/ч.

2.6.11.    Поддержание давления в резервуарах должно осуществляться при помощи дыхательной и предохранительной арматуры. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

2.6.12.    При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудно испаряющейся. некристаллизующейся. неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

2.6.13.    Дыхательные клапаны должны быть непримерзающими.

2.6.14. На резервуарах. оборудованных дыхательными клапанами. должны устанавливаться предохранительные клапаны равнозначной пропускной способности. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.

2.6.15.    Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом свойств хранимого продукта и удовлетворять требованиям. регламентированным проектом: долговечности. морозоустойчивости. теплостойкости. проницаемости парами хранимого продукта. воспламеняемости.

2.6.16.    Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой в случае аварийной ситуации. Резервуары ЛВЖ и ГЖ для освобождения их в аварийных случаях от хранимых продуктов оснащаются быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из мест. доступных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания определяется условиями технологического процесса и требованиями. обеспечивающими безопасность работ.

2.6.17.    Для исключения загазованности. сокращения потерь нефтепродуктов. предотвращения загрязнения окружающей среды группы резервуаров со стационарными крышами без понтонов оборудуются газоуравнительными системами или "азотной подушкой". При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

2.6.18.    При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния (для предотвращения распространения аварийной ситуации по газоуравнительной системе).

2.6.19.    При хранении нефтепродуктов под "азотной подушкой" в группах резервуаров последние должны быть оборудованы общей газоуравнительной линией со сбросом через гидрозатвор в атмосферу через "свечу" при "малых" дыханиях и при наполнении резервуаров.

2.6.20.    Свеча для сброса паров нефтепродуктов должна располагаться снаружи обвалования или ограждающей стены на расстоянии не менее 5 м от них с подветренной стороны по отношению к зданиям и сооружениям нефтебазы. непосредственно не относящимся к резервуарному парку. Высота свечи должна быть не менее 30 м.

2.6.21.    Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оснащены средствами контроля и автоматизации в соответствии с требованиями

нормативных документов.

2.6.22.    Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров. предназначенных для хранения нефтепродуктов. должна быть выполнена система дренирования подтоварной воды.

2.6.23.    В целях предотвращения перегрузки системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка. исключающая одновременный сброс в нее из нескольких резервуаров.

2.6.24.    Резервуары с нефтью и нефтепродуктами должны быть оборудованы пробоотборниками. расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.

2.6.25.    Устройство систем измерения уровня и отбора проб должно обеспечивать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

2.6.26.    Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.

2.6.27.    Резервуарные парки хранения нефти и нефтепродуктов должны оснащаться датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК). срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР).

Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться видом хранящихся продуктов (ЛВЖ. ГЖ). условиями их хранения. объемом единичных емкостей резервуаров и порядком их размещения в составе склада (парка).

2.6.28.    Датчики ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1.0-1.5 м от планировочной отметки поверхности земли.

2.6.29.    Расстояние между датчиками сигнализаторов не должно превышать 20 м при условии радиуса действия датчика не более 10 м. При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется.

2.6.30.    Датчики ДВК должны устанавливаться в районе узла запорно-регулирующей арматуры склада (парка). расположенного за пределами обвалования. Количество датчиков сигнализаторов должно выбираться в зависимости от площади. занимаемой узлом. с учетом допустимого расстояния между датчиками не более 20 м. но не менее двух датчиков. Датчики сигнализаторов НПВ следует располагать противоположно по периметру площадки узла на высоте 0.5-1.0 м от планировочной отметки земли.

2.6.31.    Для хранения мазута используются железобетонные и металлические горизонтальные и вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей.

Допускается установка электрифицированной арматуры на трубопроводах в пределах обвалования этих резервуаров.

2.6.32.    Оборудование. устанавливаемое на типовом резервуаре. должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта.

2.6.33.    При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов следует предусматривать их подогрев. Выбор вида теплоносителя осуществляется проектной организацией в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта. его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности. климатических условий. типа резервуаров для хранения.

2.6.34. Разогрев мазута в резервуарах следует принимать. как правило. циркуляционным. Допускается применение местных паровых разогревающих устройств (регистров. змеевиков). устанавливаемых в районе забора мазута (всаса). При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата при необходимости.

2.6.35.    Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее. чем на 15°С и не превышать 90°С. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной).

2.6.36.    При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0.4 МПа (4 кгс/см2).

2.6.37.    Подвод трубопроводов пара и конденсатопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов по тепловым сетям и устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.6.38.    Подогреватели следует выполнять из стальных бесшовных труб.

2.6.39.    При хранении в резервуарах нефти, мазута для предотвращения накопления осадков следует предусматривать систему размыва.

2.6.40.    Установка электрооборудования и прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускается, за исключением выполненных взрывозащищенными системы электроподогрева, устройств для контроля и автоматики, а также приборов местного освещения. При соответствующем обосновании допускается установка мешалок с электроприводом во взрывозащищенном исполнении.

2.6.41.    Запорное устройство, устанавливаемое непосредственно у резервуара, должно быть с ручным приводом и дублироваться электроприводными задвижками, установленными вне обвалования.

2.6.42.    Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.

2.6.43.    Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

2.6.44.    Каждая эксплуатирующая организация должна иметь инструкцию по эксплуатации и техническому надзору, методам ревизии и отбраковки резервуаров.

2.7. Складские помещения (тарные хранилища) и отпуск нефтепродуктов в тару

2.7.1.    Размещение тарных хранилищ и общие требования к ним должны соответствовать требованиям по противопожарным нормам складов нефти и нефтепродуктов.

2.7.2. Виды тары для хранения, требования к ее подготовке, заполнению и маркировке, условиям хранения, а также требования безопасности при заполнении (упаковывании), хранении должны соответствовать требованиям по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению.

2.7.3.    Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных зданиях или под навесами. Допускается хранение нефтепродуктов в таре (кроме ЛВЖ) на открытых площадках при отрицательной температуре в течение не более одного месяца.

2.7.4.    Синтетическую рабочую жидкость типа НГЖ (негорючая гидравлическая жидкость), предназначенную для гидросистем и стоек шасси воздушного судна следует хранить в закрытых складах ГСМ в бидонах из белой жести, герметически закрытых и опломбированных.

Хранение НГЖ на открытых площадках складов ГСМ не допускается.

2.7.5.    Не допускается совместное хранение ЛВЖ в одном помещении с другими веществами, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.

2.7.6.    Складские помещения для нефтепродуктов в таре допускается объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями при условии обеспечения противопожарных норм.

2.7.7.    Складские помещения и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочноразгрузочных и транспортных операций. Дверные проемы в стенах складских зданий для нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие безопасный проезд средств механизации.

2.7.8.    Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены:

-    газоанализаторами довзрывных концентраций;

-    системой вентиляции, обеспечивающей необходимую кратность обмена воздуха;

-    погрузочно-разгрузочными устройствами.

2.7.9.    Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть выполнены из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а при хранении ЛВЖ - из материалов, исключающих искрообразование. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости в приямки.

Полы разливочных, выполненные из неэлектропроводных материалов, должны быть закрыты заземляющими металлическими листами, на которые

устанавливают тару (металлическую) при заполнении. Допускается осуществлять заземление бочек. бидонов и других передвижных емкостей путем присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком с наконечником под болт.

2.7.10.    Площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть с твердым покрытием и уклоном для стока воды. По периметру площадок должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0.5 м.

2.7.11. В тарных хранилищах запрещается расфасовывать нефтепродукты. хранить упаковочные материалы. пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хозяйства необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные потоки. трубы. отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

2.7.12.    Затаривание и расфасовка нефтепродуктов (масла. смазки) в бочки и мелкую тару должны осуществляться в разливочных и расфасовочных помещениях. Разливочные и расфасовочные помещения должны размещаться в зданиях или на площадках под навесом в зависимости от климатических условий и видов продукции. Помещения разлива должны быть одноэтажными. В зависимости от вида и объема разливаемой продукции помещение рекомендуется делить на изолированные секции.

2.7.13.    Электрооборудование. электропроводка в помещениях разливочных и расфасовочных должны соответствовать требованиям взрывобезопасности.

2.7.14.    Разливочные и расфасовочные помещения рекомендуется оснащать автоматизированными устройствами для отпуска. затаривания и определения количества нефтепродуктов. средствами механизации погрузочных работ. сборниками утечек. средствами автоматического прекращения налива.

2.7.15. Разлив в мелкую тару жидкой продукции должен. как правило. осуществляться на автоматических установках и автоматических линиях. обеспечивающих герметичный налив и исключающий перелив продукции.

2.7.16.    Мерные устройства. а также фасовочные агрегаты (камеры) разлива в тару жидкой продукции необходимо оборудовать местными отсосами.

2.7.17.    При наливе ЛВЖ в металлические бочки патрубок наливного шланга должен доставать до дна. Патрубок. шланг и бочка должны быть заземлены.

2.7.18.    Запрещается производить налив ЛВЖ и ГЖ в бочки. установленные непосредственно на автомашинах.

2.7.19.    Подключение раздаточных. расфасовочных устройств к основным трубопроводам следует производить посредством запорной арматуры с дистанционным и местным управлением.

2.7.20.    Перед помещением разливочной следует размещать погрузочно-разгрузочные площадки (пандусы). оборудованные средствами механизации.

33

2.7.21.    Раздаточные резервуары единичной вместимостью до 25 м включительно при общей вместимости до 200 м . в зависимости от вида отпускаемых

нефтепродуктов. допускается размещать в помещении разливочной:

-    при условии обеспечения отвода паров из резервуаров за пределы помещений;

-    на расстоянии 2 м от сплошной (без проемов) стены помещения резервуара;

-    при наличии ограждающих устройств (бортиков). ограничивающих площадь разлива нефтепродукта.

Раздаточные резервуары. предназначенные для подогрева и отпуска масел. разрешается размещать так. чтобы торцы их располагались в помещении разливочной.

2.7.22.    Для проектируемых и реконструируемых хранилищ размещение резервуаров для масел в подвальных помещениях запрещается.

2.7.23.    Все технологические операции по приему. хранению и разливу нефтепродуктов в тару должны проводиться в соответствии с требованиями утвержденных технологических регламентов (инструкций) и настоящих Правил.

2.8. Технологические трубопроводы

2.8.1.    К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах нефтебаз и складов нефтепродуктов. по которым транспортируются нефть и нефтепродукты. масла. реагенты. пар. вода. топливо. обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования. а также нефтепродуктопроводы. по которым производится отпуск нефтепродуктов близлежащим организациями. находящиеся на балансе нефтебаз (между нефтебазой и НПЗ. наливными причалами. отдельно стоящими железнодорожными и автоэстакадами и др.).

2.8.2.    Устройство и эксплуатация технологических трубопроводов в составе нефтебаз и складов нефтепродуктов осуществляются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.8.3. Организации. осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов (нефтебазы. склады нефтепродуктов). несут ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию трубопроводов. контроль за их работой. своевременное и качественное проведение ревизии и ремонта.

2.8.4.    Проектной организацией должны быть определены расчетный срок службы. категории и группы трубопроводов.

2.8.5.    Для транспортирования нефти и нефтепродуктов должны применяться только стальные технологические трубопроводы. Применение труб из стекла и других хрупких материалов. а также из сгораемых и трудносгораемых материалов (фторопласт. полиэтилен. винипласт и др.) не допускается.

2.8.6.    Трубопроводы для складов ГСМ авиапредприятий должны изготавливаться из низкоуглеродистой стали и иметь внутреннее антикоррозионное покрытие. нанесенное в заводских условиях. Эти трубопроводы также должны иметь наружное антикоррозионное покрытие. а при подземной прокладке -катодную защиту от блуждающих токов.

2.8.7.    Трубопроводы для ПВКЖ должны выполняться только из нержавеющей стали.

2.8.8.    Не допускается применение в конструкциях трубопроводов авиатопливообеспечения материалов из медных и кадмиевых сплавов и оцинкованной стали.

2.8.9.    В зависимости от коррозионной активности перекачиваемого нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации толщину стенки трубопровода следует определять с поправкой на коррозионный износ.

2.8.10.    Технологические трубопроводы с нефтью и нефтепродуктами. прокладываемые на территории нефтебаз. должны быть надземными на несгораемых конструкциях. эстакадах. стойках и опорах.

2.8.11.    Надземные технологические трубопроводы. прокладываемые на отдельных опорах. эстакадах. следует размещать на расстоянии не менее 3 м от стен зданий с проемами и не менее 0.5 м от стен зданий без проемов.

2.8.12.    Технологические трубопроводы должны выполняться из электросварных и бесшовных труб. в том числе с антикоррозионным покрытием. Выбор материалов труб и способа изготовления должен приниматься в зависимости от свойств перекачиваемой среды и рабочих параметров.

2.8.13.    Соединения трубопроводов между собой должны выполняться сварными. При перекачке по трубопроводам застывающих нефтепродуктов. а также в местах установки арматуры и технологического оборудования допускается применять фланцевые соединения с прокладками из несгораемых материалов.

2.8.14.    На технологических трубопроводах большого диаметра и большой протяженности при возможности повышения давления при нагреве от различных источников энергии (солнечная радиация и др.) должны устанавливаться предохранительные клапаны. сбросы от которых должны направляться в закрытые системы (дренажные или аварийные емкости).

2.8.15.    Необходимость в установке предохранительных клапанов. их диаметр и пропускная способность определяются проектной организацией.

2.8.16.    На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков. застойных зон.

В самых низких точках трубопроводов должны быть выполнены дренажные устройства с запорной арматурой.

2.8.17.    Прокладка трубопроводов для нефти и нефтепродуктов должна производиться с уклоном для возможности их опорожнения при остановках. при этом уклоны для трубопроводов следует принимать не менее:

-    для светлых нефтепродуктов - 0.2%;

-    для высоковязких и застывающих нефтепродуктов - в зависимости от конкретных свойств и особенностей. протяженности и условий прокладки - 2%.

2.8.18.    Подвод инертного газа или пара для продувки трубопроводов должен производиться в начальных и конечных точках трубопровода. Для этого должны быть предусмотрены штуцеры с арматурой и заглушкой.

2.8.19.    Трубопроводы для перекачки вязких продуктов должны иметь наружный обогрев. В качестве теплоносителей могут быть использованы пар. промтеплофикационная вода и электрообогрев. В случае применения электрообогрева с помощью ленточных нагревателей последние должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

2.8.20. На вводах технологических трубопроводов нефти и нефтепродуктов к объектам (резервуарным паркам. насосным. ж.д. и автоэстакадам. причальным сооружениям) должна устанавливаться запорная арматура. Управление приводами запорной арматуры следует принимать дистанционным из операторной и ручным по месту установки.

2.8.21.    Узлы задвижек следует располагать вне обвалования (ограждающей стенки) групп или отдельно стоящих резервуаров. кроме задвижек.

установленных в соответствии с п.2.6.41.

2.8.22.    На обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар в случае аварийной ситуации.

2.8.23.    В технологических схемах мазутных хозяйств должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

2.8.24.    Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение на их применение, оформленное в установленном порядке.

2.8.25.    Для компенсации температурных деформаций трубопроводов в мазутных хозяйствах следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

2.8.26.    Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов в системах мазутного хозяйства не допускается.

2.8.27.    На всех мазутопроводах, паропроводах и конденсатопроводах мазутных хозяйств тепловых электростанций должна применятся только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна и цветных металлов.

2.8.28.    Запорная арматура, устанавливаемая на продуктовых трубопроводах, должна быть выполнена в соответствии с установленными требованиями к классу герметичности затворов трубопроводной запорной арматуры.

2.8.29. Запорная арматура, установленная на трубопроводах с условным диаметром более 400 мм, должна иметь механический привод (электро-, пневмо-и гидроспособами действия).

2.8.30.    Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках, при этом предусматривать вертикальные опоры.

2.8.31.    Конструкция уплотнений, сальниковые набивки, материалы прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

2.8.32.    Капитальный ремонт электроприводов арматуры во взрывозащищенном исполнении должен производиться в специализированных организациях.

2.8.33.    Прокладка сборных коллекторов в пределах обвалования группы резервуаров с единичной емкостью более 1000 м не разрешается. Указанное ограничение не распространяется на случаи, когда обеспечивается возможность тушения каждого резервуара пеноподъемниками, установленными на

3

передвижной пожарной технике для резервуаров единичной емкостью 3000 м и менее.

2.9. Насосные установки и станции

2.9.1.    Под понятием насосной установки следует понимать один насос или группу насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3-х метров. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

2.9.2.    В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50% общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

2.9.3.    Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) легковоспламеняющихся жидкостей применяются центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в

обоснованных случаях - с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.

Не допускается применение поршневых насосов в системах централизованной заправки самолетов (ЦЗС) в аэропортах.

При контейнерной поставке для складов ГСМ авиапредприятий зарубежных аналогов противооблединительной жидкости должны быть применены насосные агрегаты, тип которых выбирается в зависимости от технических характеристик поставляемой жидкости и необходимости сохранения ее физикохимических свойств при перекачке.

2.9.4.    На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых

веществ обратным ходом.

2.9.5.    Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса.

2.9.6.    Насосы оснащаются системами сигнализации и блокировок. обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации. нормативно-технической документацией.

2.9.7.    Насосы. перекачивающие нефть и нефтепродукты. независимо от места их установки. должны иметь местное и дистанционное управления.

2.9.8.    На линиях всасывания и нагнетания насосов должны предусматриваться запорные или отсекающие устройства. как правило. с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода. характеристики транспортируемой среды.

2.9.9.    Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз должен быть обеспечен мониторинг за работой насосного оборудования. в том числе за уровнем вибрации.

2.9.10.    Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях запрещается.

2.9.11.    Запрещается эксплуатации насоса с неисправными манометрами.

2.9.12.    В насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты. их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону. Насосные станции должны быть оборудованы системой горячего водоснабжения с температурой воды не более 60°С.

2.9.13.    В открытых насосных станциях должен быть предусмотрен обогрев полов. Устройства. обогревающие пол. должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже + 5°С при расчетной средней температуре наиболее холодной пятидневки.

2.9.14.    Размещение насосных следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил и соблюдением противопожарных норм для складов нефти и нефтепродуктов. Насосы и трубопроводы в насосных должны быть расположены так. чтобы было удобно производить их обслуживание. ремонт и осмотр.

2.9.15.    Для проектируемых и реконструируемых нефтебаз запрещается строительство заглубленных насосных станций.

2.9.16.    Установка насосов. перекачивающих высоковязкие. обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках. должна быть выполнена с соблюдением условий. обеспечивающих непрерывность работы. теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов. наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

2.9.17.    Подача мазута в котельные отделения должна производиться. центробежными насосами. В системе мазутного хозяйства теплоэлектростанций допускается применение винтовых. ротационных и поршневых насосов.

2.9.18.    Двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание должна предусматривать возможность работы любого насоса 1 ступени. подогревателя. фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

2.9.19.    На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2.5 МПа и более следует предусматривать установку двух запорных устройств. расположенных последовательно.

2.9.20.    Подогреватели мазута должны размещаться вне помещений - на открытых бетонированных площадках. имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод и оборудоваться стационарной кран-балкой.

2.9.21. Корпуса насосов. перекачивающих ЛВЖ и ГЖ. должны быть заземлены. независимо от заземления электродвигателей. находящихся на одной раме с насосами.

2.9.22.    В насосных станциях для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости должны устанавливаться средства автоматического газового анализа с сигнализацией. срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности должны фиксироваться приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проекте.

2.9.23.    В помещении насосной должна быть обеспечена исправная и постоянно действующая работа вентиляционных устройств. При неисправности и

выключенной вентиляции работа насосов не допускается.

2.9.24.    Помещения насосной должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования. электрооборудование которых по исполнению должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны в соответствии с требованиями устройства электроустановок.

2.9.25. Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт. в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В документации агрегата должен быть указан расчетный срок эксплуатации.

2.9.26.    Монтаж. наладку и испытания насосов следует производить согласно проекту и инструкции завода-изготовителя.

2.10. Системы улавливания паров

2.10.1.    Для проектируемых и реконструируемых объектов по приему. хранению и отгрузке светлых нефтепродуктов с упругостью паров выше 500 мм рт. ст. в составе резервуарных парков. сливоналивных железнодорожных и автомобильных эстакад рекомендуется предусматривать стационарные установки организованного сбора и утилизации парогазовой фазы.

2.10.2.    Компоновка основного оборудования улавливания паров должна предусматривать блочно-модульный метод монтажа. Оборудование может размещаться в непосредственной близости от объектов (резервуарных парков. ж.д. и автоэстакад) в зданиях или на открытых площадке под навесом. вне обвалования резервуарных парков и ж.д. эстакады и площадки автоэстакады.

Электрооборудование и приборы управления. непосредственно не связанные с основным оборудованием. должны размещаться вне взрывоопасной зоны.

2.10.3.    Для защиты аппаратов системы улавливания паров от превышения давления при необходимости должны быть предусмотрены предохранительные устройства. Выбор и расчет устройств производится в соответствии с установленными требованиями к устройству сосудов. работающих под давлением.

2.10.4.    При использовании в составе установки абсорбера по поглощению паров должен быть предусмотрен дублирующий аппарат. включающийся в работу при снижении эффективности по улавливанию. определяемой по повышению температуры в системе или понижению давления.

2.10.5.    Устройство резервуара для сбора выделяющихся паров должно обеспечивать возможность изменения объема паров при их закачке и откачке.

2.10.6.    Резервуар для сбора паров должен быть оборудован предохранительным клапаном. огнепреградителем. приборами контроля и противоаварийной защиты.

2.10.7.    При использовании в системе сбора вакуумного жидкостно-кольцевого насоса. последний должен соответствовать требованиям стандарта к безопасному устройству и эксплуатации компрессоров и вакуумных жидкостно-кольцевых насосов. Жидкость с линии нагнетания и из уплотнений должна направляться обратно в систему сбора.

2.10.8.    Оборудование и трубопроводы. применяемые в установке по улавливанию паров с системой захолаживания. должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации холодильных систем.

2.10.9.    Исполнение по взрывозащите электрооборудования. входящего в состав системы улавливания и размещаемого во взрывоопасной зоне. должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны.

2.10.10.    При применении сепаратора на установке улавливания должна быть выполнена система автоматической откачки конденсата с направлением последнего в специальную сборную емкость.

2.11. Регенерация отработанных нефтепродуктов

2.11.1.    Для рационального использования отработанных нефтепродуктов и снижения отрицательного воздействия их на окружающую среду. могут быть предусмотрены установки регенерации.

2.11.2.    Кратность воздухообмена при вентилировании установок регенерации должна составлять 12 воздухообменов в час.

2.11.3.    Содержание паров масел в воздухе помещений установок регенерации должно составлять не более 5.0 мг/м .

2.11.4.    Температура разогрева отработанных нефтепродуктов должна быть на 25 °С ниже температуры вспышки паров входящего в их состав компонента с наименьшей температурой вспышки паров. Слив нефтепродуктов во время их подогрева не допускается.

2.11.5.    Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить паром с давлением не выше 0,05-0,1 МПа.

2.11.6.    Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами.

2.11.7. Отходы, образующиеся на регенерационных установках (фильтровальные материалы, реагенты и пр.) должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.

2.11.8.    При подготовке к ремонту установок по регенерации отработанных нефтепродуктов оборудование должно быть очищено от продукта, обезврежено от кислоты, щелочи и прочих вредных веществ и при необходимости промыто, продуто паром или инертным газом.

2.11.9.    Безопасность при эксплуатации установок регенерации отработанных нефтепродуктов должна соблюдаться в соответствии с технической документацией на установку, оборудование и настоящими Правилами.

III. Требования промышленной безопасности к техническим системам обеспечения

3.1. Системы контроля, управления, автоматизации и противоаварийной защиты

3.1.1.    Системы автоматического контроля и управления технологическими процессами, поставляемые комплектно с оборудованием или разрабатываемые и внедряемые по планам строительства и реконструкции действующих нефтебаз и складов нефтепродуктов, должны отвечать требованиям промышленной безопасности.

3.1.2.    При определении объема и уровня автоматизации управления технологическими процессами, а также потребности в средствах автоматизации следует руководствоваться требованиями промышленной безопасности к системам контроля и автоматизации, нормативными документами технологического проектирования организаций по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз), проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

3.1.3.    Перечень предусмотренных проектом блокировок и сигнализации с указанием установок срабатывания утверждается техническим руководителем нефтебазы, склада нефтепродуктов.

3.1.4.    Размещение электрических средств и систем управления, контроля, противоаварийной защиты, связи и оповещения во взрывопожароопасных зонах производственных помещений и наружных установок должны соответствовать требованиям действующих правил устройства электроустановок.

3.1.5. Системы управления, контроля, противоаварийной защиты, связи и оповещения должны быть размещены в местах, удобных и безопасных для обслуживания.

3.1.6. Приборы контроля и автоматизации, устанавливаемые на открытом воздухе, исполнение которых не соответствует климатическим условиям площадки, должны размещаться в закрытых обогреваемых шкафах.

3.1.7.    Система автоматического управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта - операторной или диспетчерской. Размещение пункта управления должен соответствовать требованиям правил устройства электроустановок.

3.1.8.    В помещении управления должна предусматриваться световая и звуковая сигнализация о загазованности производственных помещений и территории управляемого объекта.

3.1.9.    Запрещается ведение технологических процессов и работа оборудования с неисправными или отключенными приборами, входящими в системы контроля и управления.

3.1.10.    На период замены элементов системы контроля и управления допускается проведение технологических операций в ручном режиме. При этом действия обслуживающего персонала должны быть отражены в инструкции по эксплуатации.

3.1.11. В системах контроля, управления и противоаварийной защиты, связи и оповещения запрещается использовать приборы, устройства и другие элементы, отработавшие срок службы или имеющие просроченную дату поверки.

3.1.12.    Методы измерений, контроля измерительных средств и диагностирования их неисправностей должны быть стандартизированы и обеспечивать заданную точность измерения необходимых технологических параметров, установленных проектом.

3.1.13.    При осуществлении технологических операций при хранении и перекачке нефтепродуктов значения предельных параметров устанавливаются в технологическом регламенте (карте) на эти операции и утверждаются техническим руководством.

3.1.14.    Технологические системы мазутного хозяйства должны оснащаться средствами контроля параметров. обеспечивающих взрывобезопасность процесса. с регистрацией показаний и предварительной сигнализацией их значений. а также средствами автоматического регулирования. системами технологических блокировок и противоаварийной (технологической) защиты согласно методическим указаниям по объему технологических измерений. сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях.

3.1.15.    Все средства измерений подлежат поверке (калибровке). Порядок проведения поверки средств измерения производится в соответствии с правилами по метрологии.

3.2. Электрообеспечение и электрооборудование

3.2.1.    Склады нефти и нефтепродуктов должны иметь электроснабжение по 1-ой категории надежности от двух независимых источников питания. Для особо ответственных электроприемников (электропитание систем КИП. противоаварийной защиты. связи и оповещения) снабжение электроэнергией следует выполнять по особой группе 1-ой категории надежности от трех независимых источников.

3.2.2.    Электроснабжение исполнительных механизмов (электрозадвижек). входящих в состав систем противоаварийной защиты. должно быть обеспечено по 1-ой категории надежности от двух независимых источников.

3.2.3.    Для обеспечения надежного электроснабжения в случае прекращения подачи электроэнергии от основного источника в системе должны применяться средства для автоматического переключения с основного источника на резервный (система АВР).

3.2.4.    Прокладка кабельных трасс должна осуществляться преимущественно открытым способом в местах. исключающих воздействие высоких температур. механических повреждений. В случае необходимости прокладка указанных трасс может производиться с засыпкой под землю в местах. исключающих воздействие нефтепродуктов. Запрещается применение кабелей с полиэтиленовой изоляцией.

3.2.5.    Размещение электрошкафов и электропроводок внутри обвалования резервуарных парков не допускается.

3.2.6.    Прокладка кабельных линий по мостам. эстакадам. причалам и пирсам должна выполняться в стальных трубах.

3.2.7.    Для взрывоопасных зон всех классов для силовых и осветительных сетей напряжением до 1000 В. а также для вторичных цепей управления. измерения. защиты и сигнализации допускается применять провода и кабели без брони с резиновой. поливинилхлоридной изоляциями при условии прокладки их в стальных трубах.

Сети освещения во взрывоопасных зонах В-1а. В-1б. В-1г выполняются открыто - в коробах небронированными кабелями и проводами.

3.2.8.    Во взрывоопасных зонах класса В-1а должны применяться провода и кабели с медными жилами. Во взрывоопасных зонах классов В-1б. В-1г допускается применение кабелей с алюминиевыми жилами.

3.2.9. Ответвительные коробки в помещениях классов В-1а должны быть взрывонепроницаемого исполнения. а в помещениях остальных классов - в любом взрывозащищенном. а также пыленепроницаемом исполнении.

3.2.10.    Отверстия в стенах и полу для прохода кабелей и труб должны быть плотно заделаны несгораемыми материалами.

3.2.11.    На нефтебазах допускается прокладка кабельных трасс и технологических трубопроводов на общих строительных конструкциях в соответствии с требованиями правил устройства электроустановок и других нормативных документов.

3.2.12.    Запрещается устанавливать соединительные и ответвительные кабельные муфты внутри взрывоопасных помещений.

3.2.13.    Освещение территории резервуарных парков следует выполнять. как правило. светильниками. устанавливаемыми на прожекторных мачтах.

3.2.14.    При отсутствии стационарного электрического освещения для временного освещения взрывопожароопасных помещений. открытых технологических площадок. аппаратуры и другого оборудования необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Применять переносные светильники. не отвечающие требованиям взрывобезопасности. запрещается. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны.

3.2.15.    Ремонт взрывозащищенного электрооборудования должен выполняться специализированной организацией.

3.2.16.    На нефтебазах и складах нефтепродуктов во взрывоопасных зонах класса В-1а применяется электрооборудование с уровнем взрывозащиты -взрывобезопасное. соответствующее категориям и группам образующихся в них взрывоопасных смесей.

3.2.17.    В помещениях класса В-1б устанавливают защищенное или брызгозащищенное электрооборудование со степенью защиты не менее IP 44.

3.2.18.    Электродвигатели аварийной вытяжной вентиляции и их пусковые аппараты должны иметь уровень и вид взрывозащиты, соответствующие категории и группе взрывоопасных смесей, образующихся во взрывоопасных помещениях.

3.2.19. Электрооборудование для наружных установок, которое размещают вне взрывоопасной зоны, должно иметь закрытое или закрытое обдуваемое исполнение с защитой от атмосферных воздействий в виде навеса или козырька.

3.2.20.    На нефтебазах и складах нефтепродуктов, особенно при хранении и отпуске масел, смазок и других нефтепродуктов в таре, для перемещения по территории нефтебазы тарных грузов применяется электрифицированный транспорт - самоходные аккумуляторные тележки (электрокары), электропогрузчики и тягачи во взрывозащищенном исполнении.

3.2.21. При эксплуатации электрифицированных подъемно-транспортных устройств (тельферы, краны, лебедки) применение троллейных проводов и открытых токосъемников во взрывоопасных помещениях запрещается.

3.2.22. Токоподвод выполняется гибким кабелем, который собирается либо в петли и подвешивается на роликовых каретках, либо наматывается на барабан.

3.2.23.    Устройство, монтаж, обслуживание и ремонт электрооборудования нефтебаз и складов нефтепродуктов должны соответствовать требованиям правил по эксплуатации электроустановок потребителей, строительных норм и правил, государственных стандартов.

3.3. Молниезащита и защита от статического электричества

3.3.1.    Технологическое оборудование, здания и сооружения в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожароопасных зон должны быть оборудованы молниезащитой, защитой от статического электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений и защите от статического электричества.

3.3.2.    Устройства и мероприятия, отвечающие требованиям молниезащиты зданий и сооружений, должны быть заложены в проект и график строительства или реконструкции нефтебазы (отдельных технологических объектов, резервуарного парка) таким образом, чтобы выполнение молниезащиты происходило одновременно с основными строительно-монтажными работами.

3.3.3.    Отдельно стоящими молниеотводами должны быть защищены резервуарные парки с ЛВЖ и ГЖ общей вместимостью 100 тыс. м и более, а также резервуарные парки нефтебаз, расположенных на селитебных территориях.

3.3.4.    Резервуарные парки общей вместимостью менее 100 тыс. м должны быть защищены от прямых ударов молнии следующим образом:

-    корпуса резервуаров при толщине металла крыши менее 4 мм - отдельно стоящими молниеотводами или установленными на самом резервуаре;

-    корпуса резервуаров при толщине 4 мм и более, а также отдельные резервуары единичной емкостью менее 200 м3 независимо от толщины металла крыши - присоединены к заземлителям.

3.3.5.    Дыхательная арматура резервуаров с ЛВЖ и пространство над ней, а также пространство над срезом горловины цистерн с ЛВЖ, ограниченное зоной высотой 2,5 м с диаметром 3 м должна быть защищена от прямых ударов молнии.

3.3.6.    Защита от вторичных проявлений молнии обеспечивается за счет следующих мероприятий:

-    металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящихся в защищаемом здании, должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок, или к железобетонному фундаменту здания при условии обеспечения непрерывной электрической связи по их арматуре и присоединения к закладным деталям с помощью сварки;

-    в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт.

3.3.7.    Заземленное металлическое оборудование, покрытое лакокрасочными материалами, считается электростатически заземленным, если сопротивление любой точки его внутренней и внешней поверхности относительно магистрали заземления не превышает 10 Ом. Измерения этого сопротивления должны проводиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60%, причем площадь соприкосновения измерительного электрода с поверхностью оборудования не должна превышать 20 см2, а при измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности оборудования, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами, деталями, арматурой.

3.3.8. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполнятся, как правило, сваркой, а при недопустимости

огневых работ разрешается выполнение болтовых соединений с переходным сопротивлением не более 0.05 Ом при обязательном ежегодном контроле последнего перед началом грозового сезона.

3.3.9.    Заземлители. токоотводы подвергаются периодическому контролю. один раз в пять лет. Ежегодно 20% общего количества заземлителей и токоотводов подлежит вскрытию и проверке на поражение их коррозией. Если поражено более 25% площади поперечного сечения. то такие заземлители заменяются.

Результаты проведенных проверок и осмотров заносятся в паспорт молниезащитного устройства и журнал учета состояния молниезащитных устройств.

3.3.10. Здания и сооружения. где могут образоваться взрывоопасные или пожароопасные концентрации паров нефтепродуктов. подлежат защите от накопления статического электричества.

3.3.11.    Для предупреждения опасных проявлений статического электричества необходимо устранение возможности накопления зарядов статического электричества на оборудовании и нефтепродукте путем заземления металлического оборудования и трубопроводов. снижения скорости движения нефтепродуктов в трубопроводе и предотвращения разбрызгивания нефтепродукта или снижения концентрации паров нефтепродуктов до безопасных пределов.

3.3.12.    В целях защиты от проявлений статического электричества заземлению подлежат:

-    наземные резервуары для ЛВЖ и ГЖ и других жидкостей. являющихся диэлектриками и способные при испарении создавать взрывоопасные смеси паров с воздухом;

-    наземные трубопроводы через каждые 200 м и дополнительно на каждом ответвлении с присоединением каждого ответвления к заземлителю;

-    металлические оголовки и патрубки рукавов;

-    передвижные средства заправки и перекачки горючего - во время их работы;

- железнодорожные рельсы сливо-наливных участков. электрически соединенные между собой. а также металлические конструкции сливоналивных эстакад с двух сторон по длине;

-    металлические конструкции автоналивных устройств;

-    все механизмы и оборудование насосных станций для перекачки нефтепродуктов;

-    металлические конструкции морских и речных причалов в местах производства слива (налива) нефтепродуктов;

-    металлические воздуховоды и кожухи термоизоляции во взрывоопасных помещениях через каждые 40-50 м.

3.3.13.    Заземляющее устройство для защиты от статического электричества следует. как правило. объединять с заземляющими устройствами для защиты электрооборудования и молниезащиты. Сопротивление заземляющего устройства. предназначенного только для защиты от статического электричества. должно быть не более 100 Ом.

3.3.14.    Все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены независимо от применения других мер защиты от статического электричества.

3.3.15.    Соединение между собой неподвижных металлических конструкций (резервуары. трубопроводы и т.д.). а также присоединение их к заземлителям

производится с помощью полосовой стали сечением не менее 48 мм или круглой стали диаметром более 6 мм на сварке или с помощью болтов.

3.3.16.    Резинотканевые рукава спиральные (РБС) заземляются путем присоединения (пайкой) медного многожильного провода сечением более 6 мм2 к ершу и металлической обмотке. а гладкие рукава (РБГ) - путем пропуска внутри рукава такого же провода с присоединением его к ершам.

3.3.17.    Защита от электростатической индукции должна обеспечиваться присоединением всего оборудования и аппаратов. находящихся в зданиях. сооружениях и установках. к защитному заземлению.

3.3.18.    Здания должны защищаться от электростатической индукции путем наложения на неметаллическую кровлю сетки из стальной проволоки диаметром 6-8 мм. со стороной ячеек не более 10 см. узелки сетки должны быть проварены. Токоотводы от стенки должны быть проложены по наружным стенам сооружения (с расстоянием между ними не более 25 м) и присоединены к заземлителю. К указанному заземлителю должны быть также присоединены металлические конструкции здания. корпуса оборудования и аппаратов.

3.3.19.    Для защиты от электромагнитной индукции между трубопроводами и другими протяженными металлическими предметами (каркас сооружения. оболочки кабелей). проложенными внутри здания и сооружения. в местах их взаимного сближения на расстоянии 10 см и менее через каждые 20 м длины

необходимо приваривать или припаивать металлические перемычки. чтобы не допускать образование замкнутых контуров. В соединениях между собой элементов трубопроводов и других протяженных металлических предметов. расположенных в защищаемом сооружении. необходимо устраивать перемычки из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм .

3.3.20.    Для защиты от заносов высоких потенциалов по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам. кабелям. в том числе проложенным в каналах и тоннелях) необходимо при вводе в сооружение присоединить коммуникации к заземлителям защиты от электростатической индукции или к защитному заземлению оборудования.

3.3.21.    Все мероприятия по защите зданий и сооружений от вторичных проявлений грозового разряда совпадают с мероприятиями по защите от статического электричества. Поэтому устройства. предназначенные для вторичных проявлений вторичного грозового разряда. должны быть использованы для защиты зданий и сооружений от статического электричества.

3.4. Системы связи и оповещения

3.4.1.    Нефтебазы и склады нефтепродуктов. имеющие в своем составе технологические объекты разной категории взрывоопасности. технологически связанные между собой и другими объектами. оборудуются системами связи.

При проектировании систем связи и оповещения. реализации требований их размещения и эксплуатации следует руководствоваться нормативными документами.

3.4.2.    Перечень производственных подразделений. с которыми устанавливается связь. виды связи определяются разработчиком проекта в зависимости от условий производства с учетом категории взрывоопасности технологических блоков.

3.4.3.    В технологических блоках всех категорий взрывоопасности предусматриваются технические средства. обеспечивающее оповещение об обнаружении аварийной ситуации.

3.4.4.    Средства оповещения по внешнему оформлению должны отличаться от аналогичных средств промышленного использования; их размещение и устройство должны исключать доступы посторонних лиц и возможность случайного использования. Сигнальные устройства систем оповещения должны быть опломбированы.

3.4.5.    Организация. порядок оповещения и действия производственного персонала в аварийных ситуациях определяются планами локализации аварийных ситуаций (ПЛАС) и планами ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН).

3.5. Отопление и вентиляция

3.5.1. Системы отопления и вентиляции по назначению. устройству. техническим характеристикам. исполнению. обслуживанию и условиям эксплуатации должны соответствовать требованиям строительных норм и правил. норм проектирования.

3.5.2.    В качестве теплоносителя для систем отопления. вентиляции и кондиционирования воздуха. как правило. должна применяться теплофикационная вода. регулируемая по температурному графику.

Для зданий в районах с расчетной температурой минус 40°С и ниже допускается применение добавок. предотвращающих замерзание воды. При использовании добавок не следует использовать взрыво- и пожароопасные вещества. а также вредные вещества в количествах. от которых могут возникнуть при авариях выделения. превышающие ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

3.5.3.    Внутренняя температура воздуха в производственных помещениях в холодный период года должна быть не менее:

-    при постоянном пребывании обслуживающего персонала 16°С.

-    при временном пребывании обслуживающего персонала 10°С (пребывание обслуживающего персонала до 2-х часов непрерывно).

-    в административно-конторских и лабораторных помещениях 18....22°С.

-    в операторных. помещениях с микропроцессорной техникой поддерживаются постоянные параметры внутреннего воздуха (микроклимат):

-    температура 22 - 24°С.

-    относительная влажность 60 - 40%.

3.5.4.    Во всех электропомещениях. помещениях КИПиА. операторных. требующих приточной вентиляции для создания избыточного давления воздуха в

них. следует предусматривать. как правило. воздушное отопление. совмещенное с приточной вентиляцией или кондиционированием.

Устройство систем отопления (водяного. парового). применяемые элементы и арматура. расположение их при прокладке над электропомещениями КИПиА должны исключать попадания влаги в эти помещения при всех режимах эксплуатации и обслуживания этих систем.

3.5.5.    Прокладка трубопроводов систем отопления под полом производственных помещений не допускается.

3.5.6.    Прокладка транзитных трубопроводов систем отопления не допускается через электротехнические помещения. помещения КИПиА. операторные.

3.5.7.    Для мелких потребителей тепла. до 1 Гкал\час (8000 Гкал\год). размещение ввода теплоносителя допускается предусматривать в одном помещении с приточными вентиляционными установками.

3.5.8.    В производственных помещениях с газовыделениями воздухообмен следует определять из условий непревышения предельно допустимой концентрации (ПДК) вредных веществ и/или нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ).

3.5.9.    Системы вытяжной общеобменной вентиляции с искусственным побуждением для взрывоопасных помещений следует предусматривать с одним

резервным вентилятором (для каждой системы или нескольких систем). обеспечивающим расход воздуха.    необходимый    для поддержания    в помещениях

концентрации паров. не превышающей 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени    (НКПР).

Резервный вентилятор допускается не предусматривать: если при остановке системы вентиляции может быть остановлено связанное с ней технологическое оборудование; если в помещении предусмотрена аварийная вентиляция и обеспечивается концентрация горючих газов и паров. не превышающая 10% НКПР. При невозможности установки резервного вентилятора следует предусматривать включение аварийной сигнализации.

3.5.10.    Для производственных помещений в обоснованных расчетами случаях следует предусматривать аварийную вентиляцию.

3.5.11.    Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически от установленных в помещении газоанализаторов. Кроме автоматического включения необходимо предусматривать ручное (местное дистанционное. из помещения управления).

3.5.12.    Аварийную вентиляцию во взрывопожароопасных помещениях следует проектировать с    искусственным    побуждением    для    помещений

насосных с 8-ми кратным воздухообменом в течение 1 часа в дополнение к основной вентиляции.

3.5.13.    Устройства воздухозабора для приточных систем вентиляции необходимо предусматривать из мест. исключающих попадание в систему вентиляции взрывоопасных паров и газов во всех режимах работы нефтебаз.

3.5.14.    Помещение для вентиляционного оборудования должно быть отделено противопожарной преградой от обслуживаемого помещения. На вытяжных воздуховодах вентиляционного оборудования. пересекающих противопожарную преграду. следует предусматривать огнезадерживающие устройства.

3.5.15. Оборудование приточных систем. обслуживающих взрывоопасные помещения. следует принимать в нормальном исполнении. если на воздуховодах при выходе из венткамеры предусмотрены взрывозащищенные обратные клапаны.

3.5.16.    Вентиляционное оборудование. металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции должны быть заземлены.

3.5.17.    В помещениях для оборудования приточных систем следует предусматривать приточную вентиляцию с не менее чем двухкратным воздухообменом в течение 1 часа.

3.5.18.    В помещениях для оборудования вытяжных систем следует предусматривать вытяжную вентиляцию с не менее чем однократным воздухообменом в течение 1 ч.

3.5.19.    Воздуховоды следует применять как правило. из оцинкованной стали.

3.5.20.    Автоматизацию и блокировки вентсистем следует предусматривать для:

-    автоматического включения аварийной вентиляции от установленных в помещении газоанализаторов при достижении 10% от НКПР;

-    сигнализации падения давления воздуха на приточных вентиляционных системах. обслуживающих помещения с подпором воздуха. подающих сигнал в помещение управления при падении давления. обеспечивающего гарантированный подпор воздуха в помещении;

-    сигнализации (с выносом в пункт управления) о работе постоянно действующих вентсистем;

-    автоматического регулирования температуры воздуха в помещении или температуры приточного воздуха;

-    автоматической защиты калориферов от замораживания;

-    автоматизации систем кондиционирования воздуха;

-    автоматического отключения вентсистем при пожаре в помещении. оборудованного системой автоматического пожаротушения или сигнализации;

-    автоматического включения резервного вентилятора при выходе из строя рабочего с подачей сигнала о включении резерва;

-    автоматического включения при пожаре систем дымоудаления.

3.5.21. Аварийное отключение всех вентиляционных систем. кроме систем. обслуживающих тамбуры-шлюзы. следует предусматривать единой кнопкой. расположенной у входов в здание.

3.6. Водоснабжение и канализация. Очистные сооружения

3.6.1.    Водоснабжение

3.6.1.1.    Проектирование. строительство и эксплуатация систем водоснабжения и канализации должны выполняться в соответствии    с    требованиями

строительных. санитарных норм и правил. государственных стандартов. отраслевых нормативных документов и настоящих Правил.

3.6.1.2.    Агрегаты водонасосных станций должны запитываться от 2-х независимых источников электроснабжения.

3.6.1.3. Насосные станции. заглубленные более чем на 0.5 м. должны оснащаться автоматическими газоанализаторами довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт управления (в операторную). В случае загазованности насосной должна включаться аварийная вентиляция.

3.6.1.4.    Количество пожарных резервуаров или водоемов с запасом воды на пожаротушение определяется в соответствии с требованиями нормативных документов.

3.6.1.5.    Температура горячей воды в местах водозабора должна быть не выше 60°С.

3.6.1.6.    Подъезды и подходы к пожарному оборудованию и пожарным гидрантам должны быть всегда свободны; у пожарных    гидрантов    и пожарных

водоемов должны быть вывешены надписи - указатели. позволяющие быстро находить место их расположения.

Крышки люков колодцев с подземными гидрантами должны быть очищены ото льда. снега. стояк освобожден от воды. В зимнее время гидранты должны утепляться.

3.6.1.7.    Разделение сети противопожарного водопровода на ремонтные участки должно обеспечивать отключение не более 5 гидрантов и подачу воды потребителям. не допускающим перерыва в водоснабжении.

3.6.1.8.    Осмотр и очистка труб. колодцев должны производиться по графику с соблюдением требований нормативных документов по организации безопасного проведения газоопасных работ.

3.6.1.9.    Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов.

3.6.2. Канализация

3.6.2.1.    Системы канализации должны обеспечивать удаление и очистку химически загрязненных. технологических. смывных и других сточных вод. образующихся как при регламентированных режимах работы. так и в случаях аварийных выбросов. Запрещается сброс этих стоков в магистральную сеть канализации без предварительной локальной очистки. за исключением тех случаев. когда в организации имеются собственные очистные сооружения и магистральная сеть. предназначенная для приема таких стоков.

3.6.2.2.    На нефтебазах рекомендуется предусматривать следующие системы канализации:

-    бытовая;

-    производственно-дождевая;

-    дождевая с незастроенной территории и автодорог.

3.6.2.3.    В производственно-дождевую канализацию должны отводиться следующие виды сточных вод:

-    подтоварные воды от отстоя нефти и нефтепродуктов;

-    вода. охлаждающая резервуары при пожаре;

-    дождевая вода с открытых площадок или обвалований;

-    балластные. промывочные. подсланевые и льяльные воды с наливных судов;

-    производственные стоки от технологического оборудования и лаборатории.

3.6.2.4.    Сеть производственных сточных вод должна быть закрытой и выполняться из несгораемых материалов.

3.6.2.5.    Запрещается сбрасывать взрывопожароопасные и пожароопасные продукты в канализацию, в том числе в аварийных ситуациях.

3.6.2.6.    Сточные воды от зачистки и пропарки резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны отводится на очистные сооружения.

3.6.2.7.    Отработанные реактивы из лабораторий перед спуском их в канализацию подлежат нейтрализации. При этом рН сточных вод должен быть от 6.5 до 8.5.

3.6.2.8.    Задвижки на выпусках дождевой канализации с территории парков нефти и нефтепродуктов должны быть в закрытом состоянии и опломбированы.

3.6.2.9.    Сточные воды от технологического оборудования резервуарных парков, связанных с применением и хранением этилированных бензинов, а также сточные воды от лаборатории, содержащие тетраэтилсвинец (ТЭС), должны отводиться по отдельной системе на локальные очистные сооружения. Выпуск дождевой воды с территории парка этилированного бензина производится после проведения анализа. При наличии в воде ТЭС вода должна направляться на локальные очистные сооружения.

3.6.2.10.    Из резервуарных парков высоковязких нефтепродуктов (гудрон, битум, парафин и т. п.) подлежат отведению только дождевые воды.

3.6.2.11.    На выпусках сточных вод от группы резервуаров или одного резервуара за пределами обвалования необходимо устанавливать колодцы с задвижками и колодцы с гидравлическими затворами. Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 м. Подтоварная вода и атмосферные осадки с площадки резервуарных парков за пределы обвалования должны отводиться по раздельным системам.

3.6.2.12.    Запрещается прямое соединение канализации химически загрязненных стоков с хозяйственно-бытовой канализацией без гидрозатворов. При возможности попадания в стоки взрывопожароопасных и токсичных веществ предусматриваются средства контроля и сигнализации за их содержанием на выходе с установок (на коллекторе), а также меры, исключающие попадание этих веществ в хозяйственно бытовую канализацию.

3.6.2.13. Колодцы на сети производственно-дождевой канализации должны содержаться закрытыми в стальном или железобетонном кольце, а крышки засыпаны слоем песка не менее 10 см.

3.6.2.14.    Колодцы на сетях канализации запрещается располагать под эстакадами технологических трубопроводов, в пределах отбортовок и обвалований оборудования наружных установок, содержащих взрывоопасные продукты.

3.6.2.15.    Осмотр и очистка канализационных труб, лотков, гидрозатворов должны производиться в соответствии с типовой инструкцией по организации безопасного проведения газоопасных работ.

3.6.2.16.    На сети производственно-дождевой канализации колодцы с гидрозатворами должны устанавливаться через каждые 300 м.

3.6.2.17.    Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию должна быть не выше 40°С.

3.6.2.18.    Пропускная способность сооружений и сетей канализации должна быть рассчитана на суммарный прием наибольшего производственного расхода сточных вод и 50% пожарного расхода воды, если последний больше расчетного дождевого расхода, поступающего в канализацию.

3.6.3. Очистные сооружения

3.6.3.1.    Меры по очистке и удалению взрывоопасных продуктов должны исключать возможность образования в системе канализации взрывоопасной концентрации паров или газов.

3.6.3.2.    На очистных сооружениях должны предусматриваться устройства для измерения расходов:

-    сточных вод, поступающих на очистные сооружения;

-    очищенных сточных вод, возвращаемых для повторного использования;

-    очищенных сточных вод, подлежащих сбросу в водоем;

-    циркулирующего избыточного и активного ила;

-    воздуха, поступающего на флотацию;

-    обезвоженных нефтепродуктов, откачиваемых в производство.

3.6.3.3.    Сооружения систем канализации должны иметь резерв производительности (20% расчетного расхода).

3.6.3.4.    На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 м должны устраиваться колодцы с гидравлическим затвором. Если для отвода нефтепродуктов устроен коллектор от нескольких нефтеловушек, то на каждом присоединении к коллектору должен устраиваться колодец с гидравлическим затвором.

3.6.3.5.    Для проектируемых и вновь строящихся нефтебаз рекомендуется принимать:

-    расстояние между нефтеловушками при площади каждой 400 м и более - не менее 10 метров. при площади менее 400 м - не нормируется;

-    расстояние между нефтеловушкой и емкостью для ловушечных нефтепродуктов и между нефтеловушкой и насосной. обслуживающей эту нефтеловушку - не менее 20 м;

33

-    указанные расстояния могут быть уменьшены до закрытых нефтеловушек емкостью до 100 м - на 50%. емкостью до 50 м - на 75%;

-    общую поверхность зеркала нефтеловушек - не более 2000 м при длине одной из сторон не более 42 м. Высоту стенок нефтеловушки. считая от уровня жидкости до верха стенки - не менее 0.5 м;

-    аварийные емкости.

3.6.3.6.    Нефтеловушки должны выполнятся из несгораемых материалов и быть закрытыми.

3.6.3.7.    Для контроля качества сточных вод должен быть организован отбор проб этих вод и их химический анализ.

3.6.3.8.    Очистные сооружения сточных вод должны оснащаться средствами контроля содержания паров взрывоопасных продуктов и сигнализации превышения допустимых значений.

IV. Обслуживание и ремонт технологического оборудования, резервуаров и трубопроводов, технических систем обеспечения

4.1.    Работы восстановительного характера. включающие строительные. монтажные. пусконаладочные. а также работы по диагностированию оборудования должны проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности и организации безопасного проведения ремонтных работ в организации.

4.2.    Объем. периодичность и порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации определяются инструкциями. разработанными и утвержденными в установленном порядке.

4.3.    При осмотре стальных резервуаров особое внимание обращается на состояние швов нижних поясов корпуса и уторного уголка резервуара. При обнаружении отпотин или трещин в сварных швах или в металле корпуса резервуара необходимо немедленно выводить его из эксплуатации.

4.4.    Результат технического осмотра резервуара заносится в его паспорт ответственным лицом.

4.5.    За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. Для вновь построенных резервуаров в течение первых пяти лет их эксплуатации не реже одного раза в год должна производиться обязательная нивелировка резервуара не менее чем в восьми диаметрально противоположных точках. При неравномерной осадке резервуар освобождается от нефтепродуктов.

4.6.    На каждом складе рекомендуется выделять запасной резервуар. освобожденный от нефтепродуктов. на случай аварии или пожара. Вместимость этого резервуара должна быть не меньше вместимости наибольшего резервуара склада.

4.7.    Зачистка железнодорожных цистерн и подготовка их к наливу осуществляется на специальных пунктах.

4.8.    Зачистка резервуаров и тары производится обслуживающим персоналом или специализированной организацией.

4.9.    Все металлические резервуары подвергаются периодической зачистке:

-    не менее двух раз в год - для авиационного топлива;

-    не менее одного раза в год - для остальных светлых нефтепродуктов и масел;

-    по мере необходимости - для мазутов.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

Металлические резервуары. кроме того. должны подвергаться зачистке:

-    при подготовке к ремонту;

-    при подготовке к заполнению нефтепродуктами более высокого качества. чем хранившиеся в них ранее.

4.10.    Электрооборудование зачистных агрегатов. используемых при зачистке резервуаров. должно быть во взрывозащищенном исполнении.

4.11.    При зачистке резервуара из-под сернистого нефтепродукта остатки продуктов коррозии во избежание самовоспламенения сернистых соединений (пирофорное железо) должны поддерживаться во влажном состоянии до полного их удаления из резервуара.

4.12.    Удаление паров нефтепродуктов из резервуара до взрывобезопасной концентрации достигается в процессе промывки его специальными водными

растворами с помощью специального оборудования для механизированной зачистки или пропаркой. а также тщательной вентиляцией (принудительной или естественной) резервуара после проведения указанных выше операций.

Вентиляция не производится. если анализ пробы воздуха из резервуара не покажет превышения предельно допустимых норм содержания паров нефтепродуктов.

4.13.    Вентиляция резервуара осуществляется при всех открытых люках. В случае принудительной вентиляции вентилятор крепится на резервуаре так. чтобы не было вибрации. Корпус вентилятора заземляется.

4.14. При монтаже временных трубопроводных схем. связанных с откачкой остатка. пропаркой. продувкой и промывкой с применением временных схем электроснабжения и электрооборудования. последние (переносной насос. пускатели. рубильники) должны быть во взрывозащищенном исполнении.

4.15.    Трубопроводы. предназначенные для пропарки. продувки. промывки и чистки резервуаров. должны быть съемными и монтироваться перед проведением этих операций. По окончании работ они должны быть демонтированы. складироваться вне обвалования резервуара и защищаться от дождя и снега.

4.16.    При транспортировке нефти и нефтепродуктов запрещается устранять неисправности на работающем оборудовании.

4.17. Ежедневно. а также перед сливом. наливом нефтепродуктов. должен проводиться осмотр сливоналивных и раздаточных устройств. Результаты осмотра должны заноситься в журнал.

4.18.    Проверка герметичности всего сливоналивного и раздаточного оборудования делается один раз в два года путем гидравлической или пневматической опрессовки.

4.19.    Для поддержания хранилищ нефтепродуктов в таре в исправном состоянии. необходимо:

-    не допускать попадания в них воды;

-    регулярно вентилировать и проветривать хранилища;

-    ежемесячно проверять состояние хранилищ и устранять все выявленные недостатки;

-    ежегодно проводить осмотры хранилищ комиссиями в целях определения необходимости в текущем или капитальном ремонтах.

Во избежание преждевременной порчи хранилищ и размещенных в них нефтепродуктов крыши и отмостки должны регулярно очищаться    от    снега.    а    с

наступлением оттепелей и весенних паводков. кроме того. должны очищаться от снега и льда водоотводные каналы. трубы и желоба.

После грозы. бури и сильной метели необходимо осмотреть хранилища и устранить выявленные повреждения.

4.20.    Для поддержания молниезащитных устройств в состоянии постоянной надежности необходимо ежегодно перед началом грозового сезона осмотреть их. Кроме того. следует проводить периодический контроль и внеочередные осмотры состояния молниезащитных устройств.

Во время ежегодного осмотра и проверки молниезащитных устройств необходимо:

-    выявить элементы молниезащитных устройств. требующие замены или ремонта вследствие нарушения их механической прочности;

-    определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по противокоррозионной защите и по усилению элементов. поврежденных коррозией;

-    проверить надежность электрических соединений между токоведущими частями всех молниезащитных устройств (мест сварки. болтовых и прочих соединений);

-    проверить соответствие молниезащитных устройств характеру сооружения и в случае выявления строительных и технологических    изменений    за

предшествующий период осуществить модернизацию молниезащиты и доведение ее до нормативных показателей;

-    измерить сопротивление всех заземлителей и при повышении сопротивления заземления больше. чем на 20% по сравнению с расчетными (нормативными) значениями. принять меры по доведению сопротивления заземлителей до требуемых величин; замеры величины сопротивления заземляющих устройств производятся также после всех ремонтов молниезащиты и самих сооружений.

4.21.    Внеочередные осмотры молниезащитных устройств следует проводить после сильных (ураганных) ветров и после гроз чрезвычайной интенсивности.

4.22.    Молниеотводы должны иметь предупредительные надписи. запрещающие приближаться к ним во время грозы на расстояние менее 4 м.

4.23.    Все ремонты защитных устройств должны быть произведены до начала грозового периода (апрель).

4.24. Обслуживание приборов контроля, регулирования и автоматики осуществляется специально подготовленными специалистами, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по эксплуатации и обслуживанию производителей этих приборов и инструкцией заводов изготовителей.

4.25. Оборудование, отработавшее нормативный срок службы, должно проходить техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности технических устройств. Эксплуатация оборудования без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности не допускается.

4.26.    Все материалы, применяемые при ремонте, подлежат входному контролю, и должны иметь документы, подтверждающие требуемое качество.

4.27.    Все оборудование и приборы, монтируемые на нефтебазах и складах нефтепродуктов, должны иметь паспорта организации изготовителя и копии разрешения органов Г осгортехнадзора России на их применение в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

4.28.    При производстве ремонтных работ на территории нефтебаз и складов нефтепродуктов во взрывоопасных зонах необходимо пользоваться искробезопасным инструментом.

4.29.    Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по организации и безопасному проведению газоопасных работ.

4.30.    Ремонтные работы с применением огневых работ должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по организации безопасного проведения огневых работ на взрывопожароопасных объектах.

Требования пунктов 4.29 и 4.30 распространяются и на сторонние организации, привлекаемые для выполнения газоопасных и огневых работ на территории нефтебазы или склада нефтепродуктов.

4.31.    Ремонт оборудования может проводиться эксплуатирующей или подрядной организацией, занимающейся сервисным обслуживанием. Руководители и специалисты, производственный персонал должны быть обучены и пройти проверку знаний в установленном порядке.

4.32.    При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативно-технической документации оно должно быть выведено из эксплуатации.

4.33.    Для подъема и перемещения тяжелых деталей и отдельного оборудования должны быть предусмотрены стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.

4.34.    Производственные инструкции подлежат пересмотру по истечению срока их действия и при изменениях в технологических схемах, аппаратном оформлении процессов и изменениях структуры управления, влияющих на функции ответственных должностных лиц.

4.35.    Организации, эксплуатирующие склады нефти и нефтепродуктов, в соответствии с установленными порядком ежегодно разрабатывают планы мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний периоды.

4.36.    Консервацию объектов необходимо выполнять в соответствии с установленным порядком по организации и проведению работ по безопасной остановке на длительный период и (или) консервации опасных промышленных объектов.

4.37.    Электроприемники систем отопления, вентиляции и кондиционирования следует предусматривать той же категории, которая устанавливается для электроприемников технологического или инженерного оборудования здания.

Электроснабжение систем аварийной вентиляции, систем дымоудаления, подпорных систем для электропомещений, кроме систем для удаления газов и дыма после пожара, следует предусматривать 1-ой категории надежности.

V. Требования безопасности при обслуживании опасных производственных объектов

5.1.    Работники организации должны быть обеспечены в установленном порядке средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, специнструментами и другими средствами.

5.2.    В помещениях, связанных с перекачкой, хранением и отпуском легковоспламеняющихся нефтепродуктов необходимо использовать одежду из антистатических материалов и обувь, считающуюся электропроводной (обувь с кожаной подошвой или подошвой из электропроводной резины и др.).

5.3.    Запрещается на резервуарах, цистернах оставлять предметы, которые при падении внутрь резервуара, цистерны могут вызвать искру.

5.4.    При осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов необходимо

использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.

5.5.    При использовании передвижных средств для перекачки нефтепродуктов и масел при приеме. выдаче и внутрискладских операциях не допускается устанавливать их в закрытых помещениях.

5.6.    Сливоналивные эстакады должны быть оборудованы исправными откидными мостиками для переходов на цистерну.

5.7.    Торможение цистерн башмаками. изготовленными из материала. дающего искрение. на участках слива-налива не допускается.

5.8. Открывать и закрывать крышки люков резервуаров. железнодорожных. автомобильных цистерн следует осторожно. не допуская их падения и ударов о горловину люка.

5.9.    Водителям. подающим автоцистерны под налив легковоспламеняющихся жидкостей. не допускается находиться в одежде. способной накапливать заряды статического электричества.

5.10.    Не допускается присутствие посторонних лиц и личных автотранспортных средств в производственной зоне нефтебаз и складов нефтепродуктов.

5.11.    Рабочие места должны быть укомплектованы аптечками.

VI. Требования к содержанию территории, зданий и сооружений

6.1.    Размещение нефтебаз и складов нефтепродуктов. их объемно-планировочные решения должны соответствовать установленным требованиям строительных норм и правил.

6.2.    Все подземные коммуникации и кабельные трассы должны иметь опознавательные знаки. позволяющие определять место их расположения и назначение.

6.3.    Нефтебаза или склад нефтепродуктов должны иметь исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции нефтебазы или склада нефтепродуктов. размещении новых и ликвидации существующих объектов организация передает проектной организации исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план.

6.4.    Все здания и сооружения должны иметь необходимую техническую документацию. По истечении установленного срока службы здания или сооружения должна быть проведена экспертиза промышленной безопасности.

6.5.    Запрещается производить земляные работы на территории нефтебаз и складов нефтепродуктов без оформления наряда-допуска. оформленного в установленном порядке. В наряде-допуске должны быть указаны условия производства работ.

6.6.    На входных дверях производственных помещений. на щитах наружных установок и резервуарных парках должны быть нанесены надписи. обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасных зон.

6.7.    На территории организации должен быть установлен прибор. определяющий направление и скорость ветра.

6.8.    Не допускается загромождение и загрязнение дорог. проездов. проходов. подступов к противопожарному оборудованию. средствам пожаротушения. связи и сигнализации.

6.9. Нормативные противопожарные разрывы между зданиями не разрешается использовать под складирование материалов. оборудования и тары. для стоянки транспорта. строительства временных зданий и сооружений.

6.10.    Территория нефтебазы или склада нефтепродуктов должна быть ограждена продуваемой несгораемой оградой по периметру нефтебазы или склада нефтепродуктов.

6.11.    В ночное время подступы к территории базы (склада) должны быть освещены по всему ее периметру. При наличии охранной сигнализации необходимость освещения подступов к территории базы (склада) указывается в инструкции по эксплуатации сигнализации.

6.12. Дороги для проезда автотранспорта. пешеходные тротуары. мосты и переходные мостики через трубопроводы и обвалования должны отвечать строительным нормам и правилам.

6.13.    Перед въездом на территорию должна быть вывешена схема организации движения по территории организации и указана максимальная скорость движения транспорта. Маршруты движения въезжающего и выезжающего транспорта не должны пересекаться.

МИНИСТЕРСТВО ГРАЖДАНСКОЙ АВИАЦИИ Государственный проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт

Аэропроект

ПРАВИЛА ОЦЕНКИ ПРИГОДНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ К ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГА

Москва 1987

В работе приведены требования по приемке в эксплуатацию резервуаров после их сооружения, определения пригодности действующих резервуаров, проведению ремонта и повышению качества эксплуатации; резервуаров.

Правила разработаны Г осударственным проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом Аэропроект.

Правила предназначены для работников предприятий ГА, эксплуатирующих резервуары для горюче-смазочных материалов.

Правила утверждены Министерством гражданской авиации 16 сентября 1986 г.

Содержание

1.    ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.    ПРАВИЛА ПРИЕМА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

3.    ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

4.    ОЦЕНКА РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРИГОДНОСТЬ К ЭКСПЛУАТАЦИИ

5.    РЕМОНТ И ПРАВИМ ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА Приложение 1 ПАСПОРТ цилиндрического вертикального резервуара

Приложение 2 Приложение 3 Приложение 4 Приложение 5

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ

I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Правила определяют требования по приемке в эксплуатацию резервуаров после их сооружения, пригодности действующих резервуаров, сроков проведения ремонта и повышения качества эксплуатации. Правила распространяются на металлические резервуары для нефтепродуктов, применяемые в предприятиях ГА.

1.2.    На складах ГСМ, автозаправочных станциях предприятий ГА эксплуатируются следующие типы резервуаров:

-    вертикальные сварные с давлением до 200 мм вод. ст. и вакуумом до 25 мм вод. ст. вместимостью от 100 до 5000 м3;

-    казематного типа вместимостью 400-900 м3;

-    горизонтальные вместимостью от 5 до 100 м3 надземные и заглубленные.

Примечание. Резервуары с понтоном и другие типы резервуаров данными правилами не рассматриваются, так как имеются в предприятиях ГА в единичных экземплярах.

Резервуары вертикальные сварные имеют следующие формы покрытий: конические, сферические, сфероидальные. Стенки имеют соединения листов встык, внахлестку, внахлестку и частично встык.

Резервуары горизонтальные сварные имеют плоские, конические и сферические днища.

Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60°С в зимнее время и до плюс 50°С в летнее время при различно температуре продукта в резервуаре.

1.3. При проектировании (реконструкции) складов ГСМ выбор того или иного типа резервуара для приема и хранения ГСМ должен быть обусловлен технико-экономическими расчетами с учетом климатических условий и характеристики ГСМ.

1.4.    Каждой действующий резервуар должен быть оснащен полным комплектом соответствующего оборудования.

1.5.    Каждый наземный резервуар должен иметь порядковый номер, четко нанесенный на корпусе и значащийся в технологической схеме резервуарного парка, номер заглубленного резервуара должен быть установлен на специально установленной табличке.

1.6.    Основание резервуара должно быть защищено от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен беспрепятственный отвод вод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к очистным канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.7.    Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос должен быть покрыт сборными или бетонными плитами, по периметру откоса должен быть бетонный лоток, соединенный с канализацией.

1.8.    Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонту.

1.9.    Оценка технического состояния резервуаров должна производиться на основании результатов их обследования, проводимого в соответствии с требованиями "Регламента технического обслуживания основных сооружений и технологического оборудования объектов авиатопливообеспечения на предприятиях ГА".

2. ПРАВИЛА ПРИЕМА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

2.1.    Стальные конструкции резервуаров, поступившие с завода изготовителя, должны быть покрыты грунтовкой, за исключением поверхностей, подлежащих монтажной сварке и сварных швов, испытываемых после монтажа. Окраска наружной поверхности резервуара осуществляется после окончания его испытаний.

Приемку нового резервуара после монтажа в целом и его отдельных конструктивных элементов осуществляет специально назначенная комиссия, включающая представителей строительной и монтажной организаций, заказчика, служб ГСМ и наземных сооружений и представителя пожарной охраны.

2.2.    До начала испытаний организации, участвующие в сооружении, должны предъявить заказчику всю техническую документацию на - резервуар и документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов, сертификаты (паспорта), содержащие данные о сварочных работах проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара, предусмотренного СНиП III-18-75.

2.3.    Перед заливом резервуара водой для гидравлического испытания необходимо проверить горизонтальность наружного контура днища и геометрическую форму стенки резервуара с помощью нивелира. Отклонения не долины превышать нормативных величин (табл. 1-3).

Таблица 1

Ёмкость резервуара, м3

Допускаемые отклонения наружного контура днища, мм

при незаполненном резервуаре с расстоянием между соседними точками

при заполненном резервуаре с расстоянием между соседними точками

6 м

любое расстояние

6 м

любое расстояние

Менее 700

10

25

20

40

700-1000

15

40

30

60

2000-5000

20

50

40

80

10000-20000

10

50

30

80

Пр имечание. Высота хлопунов днища (допускаемая площать одного хлопуна 2 м2) не более 150 мм.

Таблица 2

Допускаемые отклонения образующих стенки от вертикали мм Номер пояса

I ii    hi    iv    v    vi    Vn    VIII    IX    x    XI    XIi

15

30

40

50

60

70

80

90

-

-

-

15

30

40

50

60

60

70

70

70

80

80

Высотой до 12 м Высотой свыше 12 м


90


Примечания : 1. Замеры производятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва.

2.    Проверка отклонений производится не реже чем через 6 и по окружности резервуара.

3. Для 20 % образующих (по которым производится контроль отклонений) резервуаров допускаются в уровне восьмого пояса отклонения 120 мм. В уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции.

4. Отклонение от проектной величины (до 12 м) внутреннего радиуса стенки на уровне днища составляет 20 мм; при проектной величине радиуса свыше 12 м-30 мм.

5.    Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной из рулонной заготовки, 15 мм, из отдельных листов - 50 мм.

Таблица 3

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм

Допускаемая величина выпучин или вмятин на поверхности вдоль образующей, мм

До 1500 включительно

15

1500-3000

30

3000-4500

45

2.4.    Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и. не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки.

32

2.5.    В резервуарах вместимостью 1000 м и более на одном листе стенки при площади листа не минее 7 м не должно быть больше четырех врезок;

змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (вне    листа с приеме    - раздаточными

патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром не более 100    мм    в резервуарах    до 700 м3

(включительно).

2.6.    При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм.

2.7.    Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть    закончены    до    проведения

гидравлического испытания резервуара.

Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.

2.8.    При полистовой сборке резервуаров вместимостью 2000 м3 и более обязателен контроль вертикальных швов стенки резервуара рентгено - или гамма

- просвечиванием, магнитографическим или другими физическими методами. Контролю просвечиванием должны быть подвержены все вертикальные стыковые соединения первого пояса и 50 % стыковых соединений второго и третьего поясов резервуаров на участках длиной 200-250 мм, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными соединениями, а также все стыковые соединения окраек днища в местах примыкания стенки к днищу. Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

При применении ультразвукового или магнитографического метода с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест необходимо подвергать контролю все вертикальные швы.

Просвечивание или магнитографический контроль осуществляется до залива резервуара водой.

При сборке резервуара из рулонной заготовки контролю на герметичность сварных соединений подлежат:

-    все стыковые и нахлесточные соединения, сваренные сплошным швом с внешней стороны и прерывистым с внутренней стороны;

-    нахлесточные вертикальные соединения, сваренные с двух сторон сплошными швами;

-    кольцевой тавровый шов, соединяющий стенку разервуара с днищем.

При приемке днищ, смонтированных из рулона, проверяют монтажных и заводских сварных швов вакуумметодом.

2.9.    Сварные швы по внешнему виду должны удовлетворять следующим требованиям:

-    иметь гладкую или мелкочешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и прерывов) и плавный переход к основному металлу;

- наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, не иметь трещин, скоплений и цепочек поверхностных пар (отдельно расположенные поверхностные пары допускаются);

-    все кратеры должны быть заварены;

-    размеры швов должны соответствовать стандартам и их необходимо проверять шаблоном;

-    смещение свариваемых кромок относительно друг друга в стыковых соединения должно быть не более 1 мм для листов толщиной 4-10 мм и не более

0,1 S для листов толщиной более 10 мм, где S - толщина свариваемых листов.

Пр имечание. Допускаются подрезы основного металла глубиной не более 0,5 мм при толщине стали до 10 мм и не более 1 мм при толщине стали выше 10 мм; усиление сварного шва при толщине листа до 8 мм - не более 3 мм, до 26 мм - не более 4 мм.

2.10.    Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты должны быть устранены до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность. Дефекты сварных соединений должны быть устранены посредством вырубки или выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается.

2.11.    Комплект технической документации на резервуар должен включать следующую документацию: на изготовление и монтаж резервуара, эксплуатационную, ремонтную.

2.12.    На смонтированный резервуар должна быть следующая техническая документация:

-    проектно-сметная документация на резервуар;

-    паспорт резервуара;

2.13.    Для заглубленных в грунт металлических резервуаров, кроме документов, указанных в п. 2.12, должны быть дополнительно предъявлены:

-    акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

-    акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;

-    акт на послойное тромбование грунта над корпусом резервуара;

-    документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

2.14.    На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть представлены следующие документы:

-    паспорт резервуара (приложение 1);

-    технологическая карта резервуара

-    градуировочная таблица на резервуар;

-    журнал текущего обслуживания (согласно "Регламенту технического обслуживания основных сооружений и технологического оборудования объектов авиатопливообеспечения предприятий ГА");

-    схема нивелирования основания;

-    схема молниезащиты и защиты резервуаров от проявлений статического электричества;

-    распоряжения (акты на замену оборудования резервуаров);

-    акт готовности резервуара к зачистным работам (приложение 2);

-    акт на выполненную зачистку резервуара (приложение 3);

-    акт подготовки резервуара к ремонтным работам (приложение 4).

2.15.    Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар. Он составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

2.16.    Приемку резервуаров в эксплуатацию производят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на нем оборудованием, внешнего осмотра и проверки соответствия представленной документации требованиям проекта.

2.17.    Герметичность и прочность кровли резервуара при гидравлическом испытании проверяют заполнением резервуара водой; сначала нужно залить воду в резервуар на высоту 1 м; затем закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой так, чтобы в резервуаре создалось избыточное давление на 10 % выше проект- вой величины.

Примечания: 1. Избыточное давление можно создать путем нагнетания воздуха компрессором.

2.    Необходимо параллельно следить за показаниями эталонного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи вода, но и от колебания температуры окружающего

воздуха.

3.    В процессе испытания сжатым воздухом сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.

2.18.    Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидростатическую нагрузку. При испытаниях резервуаров низкого давления принимают избыточное давление на 25 % и вакуум на 50 % выше проектных значений, если в проекте нет других указаний.

2.19.    По мере наполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных соединений резервуара.

При обнаружении течи из-под окраек днища или появления мокрых пятен на поверхности фундамента резервуара (отмостки) необходимо прекратить испытание, слить воду, устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в соединениях стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено.

При обнаружении дефекта в поясах от первого до шестого вода должна быть слита на один пояс ниже расположения дефекта, при обнаружении трещин в поясах от седьмого и выше - вода сливается до пятого пояса.

Обнаруженные мелкие дефекты должны быть исправлены и места исправлений проверены на герметичность.

2.20.    Испытания резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно проводить водой или нефтепродуктом по специальному согласование с заказчиком. Замерзание воды в трубах, задвижках, а также обмерзание стенок резервуара должно быть предотвращено непрерывной циркуляцией воды и ее подогревом или утеплением отдельных узлов.

Испытания резервуаров морской водой необходимо производить по специальному согласованию с заказчиком. Проводить испытания во время дождя не рекомендуется.

2.21.    Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении 24 ч на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи и уровень воды не будет снижаться. На резервуар после испытания составляют приемочный акт.

3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

3.1.    На складах ГСМ предприятий ГА должно быть организовано техническое обслуживание всех находящихся в эксплуатации резервуаров и установленного на них оборудования.

3.2.    Техническое обслуживание резервуаров должно осуществляться инженерно-техническим и другим персоналом службы ГСМ в сроки и по технологии, предусмотренные Регламентом технического обслуживания.

3.3.    В начале смены ответственное лицо службы ГСМ производит осмотр резервуаров и их оборудования, после которого принимаются меры по устранению обнаруженных неисправностей и дефектов с обязательной записью в журнале технического обслуживания.

3.4.    За осадкой основания каждого вертикального резервуара должен быть установлен систематический контроль.

У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадка) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м.

В последующие годы после стабилизации основания следует систематически (не реже одного раза в 5 лет) проводить контрольное нивелирование.

3.5.    Для измерения, осадки основания резервуара на территории склада ГСМ должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта.

3.6.    При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайки днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале текущего обслуживания резервуара.

3.7.    При появлении трещин в швах или в основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

3.8.    Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть устранены согласно "Инструкции по эксплуатации складов ГСМ на предприятиях ГА".

3.9. Все резервуары, находящиеся в эксплуатации, периодически при обнаружении неисправностей должны подвергаться ремонту. Вид ремонта определяется комиссией, назначенной приказом руководителя предприятия на основании результатов обследования технического состояния резервуаров с составлением акта обследования, разрабатывается график ремонта или даются предложения по дальнейшему их использованию.

Текущий и средний ремонты резервуаров проводятся, как правило, силами предприятия ГА.

4. ОЦЕНКА РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРИГОДНОСТЬ К ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.1. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния.

4.2.    Частичное обследование без вывода резервуаров из эксплуатации проводится в соответствии с "Регламентом технического обслуживания основных сооружений и технологического оборудования объектов авиатопливообеспечения на предприятиях ГА".

Полная дефектоскопия резервуаров проводится при обнаружении значительных дефектов (большие коррозионные повреждения, трещины в различных листах корпуса, большие отклонения геометрической формы резервуара) и по истечении срока службы резервуара.

Сроки последующей полной дефектоскопии резервуаров устанавливаются на основании заключения комиссии о состоянии резервуаров.

При полной дефектоскопии резервуаров, кроме работ, предусмотренных Регламентом технического обслуживания необходимо выполнить:

-    измерение толщины стенок, кровля и днища резервуаров;

-    измерение геометрической формы резервуара;

-    контроль сварных соединений физическими методами;

-    механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений (производить в тех случаях, когда отсутствуют данные о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, а также в случаях, когда предполагается ухудшение механических свойств, усталость при действиях знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.);

-    химический анализ металла (в так случаях, когда в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке стали, примененной при его строительстве).

Для оценки пригодности к эксплуатации резервуара, эксплуатировавшегося более амортизационного срока, необходимо руководствоваться

"Инструкцией по обследованию и комплексной дефектоскопии металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов".

Комплексная дефектоскопия резервуаров должна проводиться Вниимонтажспецстроем Минмонтажспецстроя.

4.3.    Оценку состояния наружной поверхности резервуара определяют внешним осмотром, отмечают краской (вокруг дефектного места наносят крут с указанием стрелкой места дефекта), осматривают сварные соединения и основной металл и составляют схему расположения дефектов.

4.4.    Осмотр внутренней поверхности резервуара, несущих конструкций покрытия, а также средний и капитальный ремонты резервуара, находящегося в эксплуатации, проводятся только после его полного освобождения от нефтепродуктов, отсоединения от всех трубопроводов, установки заглушек с указателем хвостовиков, зачистки, промывки, пропарки, полной дегазации и взятия анализа воздушной среды на токсичность.

4.5.    В резервуаре должны быть тщательно зачищены следующие узлы и участке:

-    узел сопряжения стенки с днищем снаружи резервуара;

-    сегменты или окрайки, примыкающие к стенке с внутренней стороны резервуара;

-    вертикальные стыки трех ниш поясной стенки;

-    места врезки люков (лазов) и резервуарного оборудования в первом поясе стенки;

-    узел крепления центральной стойки к днищу.

Резервуар зачищают тряпками, щетками и т.п. Зачищенные места подвергают тщательному осмотру, а в случае необходимости используют лупу с 10-кратным увеличением.

4.6.    При необходимости проводят измерения фактической толщины листов металла стенки первого и второго поясов, окраек и центральной части днища и выборочно листов остальных поясов резервуара в зависимости от состояния и масштаба коррозии.

Толщину металла определяют с помощью толщиномеров типа УИТ-Т9, УТТ-ТЮ, Кварц и др. Поверхность металла в месте измерений должна быть

тщательно зачищена до 6-14 класса чистоты на площади 2-3 см . Каждый лист измеряют в двух-трех точках. Среднюю толщину вычисляет как

среднеарифметическую.

4.7. Минимальные толщины отдельных листов стенки по измерениям в наиболее прокорродированных местах не должны быть меньше, указанных в табл. 4.

Т аблица4

Объем резервуара, м3

Предельная минимальная толщина листов по

поясам, мм

I

II

Ш

IV

V

VI

VII

VIII

1000

3.5

3,0

2,5

2,0

2,0

2,0

-

-

2000

5,5

5,0

4.0

3,5

2.0

2,0

2,0

2,0

3000

7.0

6,0

5,0

4,0

3.5

2,0

2,0

2,0

5000

8.0

7.0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

2,0

10000

10,5

10,0

8,5

7,0

5,5

4,0

3,0

3,0

4.8.    Предельно допустимый износ листов кровли резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % от проектной величины, а окраек днища - 30 % от проектной величины.

4.9.    Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (фермы, прогоны, балки, связи), не должен превышать 30 % от проектной величины.

4.10.    При обнаружении трещины в сварном соединении или основном металле необходимо установить ее границы. Для этой цели дефектное место подвергают рентгено- или гамма- просвечиванию, либо зачищают до металлического блеска и протравливают 10 %-ным водным раствором азотной кислоты. При этом трещины выявляются по почернению и их фиксируют краской. Вид и характер трещины наносят на эскиз. По концам трещины просверливают по одному отверстию диаметром 6-8 мм. Расточенные отверстия шлифуют и протравливает 10 %-ным раствором азотной кислоты (для дополнительного контроля новых трещин, которые могут полниться после засверловки).

4.11.    После уточнения границ трещины устанавливают причину ее возникновения. В случае некачественного выполнения сварного соединения на значительную длину, большую, чем сама трещина, необходимо выполнять ремонт всего дефектного шва.

4.12.    При длине трещины на стенке до 100 мм следует разметить участок для последующей вырубки (выплавки) металла по длине трещины между двумя просверленными отверстиями с исправлениями двухсторонней сваркой.

4.13.    При длине трещины на стенке более 100 мм (трещина расположена у горизонтального шва и не пересекла его) размечают участок для удаления части пояса стенки с последующей вставкой встык и двухсторонней сваркой. Ширина удаляемого участка назначается не менее 1 м (по 500 мм в каждую сторону от трещины) на всю высоту дефектного пояса. В случае выхода трещины на смежный пояс следует удалять такой же участок смежного пояса.

Пр имечание. В резервуарах вместимостью более 1000 м3 для двух верхних поясов стенки допускается установка накладки внахлестку.

4.14.    Обнаруженную трещину на полотнище днища засверливают по концам с последующей разделкой и сваркой подгонкой и приваркой накладки на дефектный участок. Накладка должна перекрывать трещину не менее чем на 250 мм с каждой стороны.

4.15. В случае обнаружения трещины в основном металле необходимо проверить качество металла листа. При наличии расслоений, закатов, раковин следует заменить весь лист.

4.16. При осмотре несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, связей, балок, щитов) проверяют их состояние и герметичность настила, кровли. Дефектные места фиксируют на схеме, которую прикладывают к дефектной ведомости ремонта резервуара.

4.17.    Для резервуаров объемом 2000-10000 м3, находящихся длительное время и эксплуатации, отклонение для двух соседних точек не должно превышать - 60 мм, а для диаметрально противоположных - 100 мм.

Для резервуаров объемом 700-1000 м3 отклонения не должны превышать 45 мм, а для резервуаров объемом 100-400 м3-50 мм.

4.18.    Проверка наличия хлопунов и других неровностей в днищах осуществляется одним из следующих способов: либо в резервуар заливают воду до уровня наивысшей точки днища и после этого измеряют расстояние от поверхности днища до поверхности воды, либо нивелирной съемкой поверхности днища.

Измерения производят не менее чем в восьми точках по окрайкам и не менее чем в восьми точках по полотнищу днища. Точки для измерения

неровностей в днище назначает лицо, ответственное за проведение работ по ремонту.

2

Высота хлопунов днища не должна превышать 150 мм, а площадь - 2,0 м . Зоны с большей высотой или площадью хлопунов, а также наличием местного перелома (угла) на поверхности листа, образованного резким изгибом, отмечаются в дефектной ведомости и подлежат исправлению.

Результаты измерения и нивелирной съемки днища заносят в акт, прилагаемый к дефектной ведомости.

4.19.    Проверку геометрической формы стенки резервуара (отклонение образующей стенки от вертикали), а также мест значительных выпучив (вмятин) осуществляют с помощью геодезических приборов или отвеса. Отклонения не должны быть выше допустимых согласно СНиП III-18-75.

Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 20 лет (если отклонения не прогрессируют) допускаются отклонения примерно на 50 % больше, чем указано в СНиП III-18-75.

Местные отклонения стенки от прямой при заполненном резервуаре в соответствии со СНиП III-18-75 не должны превышать следующих значений:

-    стрела прогиба каждого пояса, в пределах его высоты - 15 мм;

-    отклонения поверхности вмятины или выпучины стенки от прямой, соединяющей нижний и верхний края деформированного участка вдоль образующей, без учета стрелы и прогиба пояса при длине дефектного места до 1500, от 1500 до 3000 и от 3000 до 4500 мм соответственно должны быть 15, 30 и 45 мм.

4.20.    Стрела прогиба горизонтального гофра должна быть 30, 40, 50, 60 мм пря соответствующей толщине листа 4, 5, 6, 7 мм.

Если размеры горизонтального гофра больше допустимых, то участок стенки с гофром подлежит исправлению.

4.21. На основании внешнего осмотра резервуара (нивелирной съемки, проверки форм днища, стенки, кровли и т.д.) составляют дефектную ведомость с эскизом.

4.22.    Резервуар, подлежащий комплексной дефектоскопии, должен быть зачищен и подготовлен аналогично подготовке к огневым работам.

4.23.    По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение, которое должно содержать полную информацию о резервуаре, условиях его эксплуатации, должен быть указан перечень работ, выполненных в ходе обследования. В заключение должна быть дана оценка ремонтопригодности резервуара, предложения по его ремонту и условиям дальнейшей эксплуатации или списанию. Выводы и предложения должны быть четкими и конкретными, не допускающими двояких толкований. При этом должны учитываться все факторы, влияющие на срок службы резервуаров:

-    физический износ (толщина стенки, геометрическая форма, состояние сварных швов и основного металла);

-    моральный износ;

-    перспективные планы технического перевооружения;

-    сравнительная эффективность затрат на капитальный ремонт и модернизацию.

Если указанный факторы не удовлетворяют требованиям "Инструкции по обследованию и комплексной дефектоскопии металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов", то также резервуары следует признать непригодными к дальнейшей эксплуатации, они подлежат списанию.

4.24.    В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетентности специалистов, исполняющих дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля для решения этих вопросов.

5. РЕМОНТ И ПРАВИМ ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА

Виды ремонтов и возможные дефекты резервуаров

5.1. Различают три типа ремонта резервуаров - текущий, средний, капитальный.

Каждый тип ремонта предусматривает выполнение следующих работ:

-    при текущем ремонте - работы осуществляются без освобождения резервуаров от нефтепродукта ж предусматривают ремонт покрытия; верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара;

- при среднем ремонте - работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности; установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов; ремонт или замена оборудования;

-    при капитальном ремонте - работы, предусмотренные средним ремонтом и работы по частичной или полной замене дефектных частей стрелки, днища, покрытия и оборудования.

Капитальный ремонт резервуара должен быть проведен по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара.

На основании данных обследования должен быть составлен годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно, ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.

5.2. Случаи нарушения прочности, герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов, обнаруженных при эксплуатации или монтаже, можно сгруппировать следующим образом:

-    трещины в    сопряжении нижнего пояса стенки с днищем:

а)    в сварных    соединениях, листах сегментов и в окрайках днища; иногда трещины с окрайки переходят на    основной    металл первого пояса стенки;

б)    в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу;

в)    в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки;

-    трещины в    сварных соединениях полотнища днища с выходом и без выхода на основной металл; выпучены,    хлопуны и складки на днище;

-    трещины в    вертикальных и горизонтальных сварных соединениях и листах низших поясов стенки;

-    подрезы основного металла стенки резервуара;

-    негерметичность (отпотины) в сварных соединениях и основном металле днища, стенки и кровли;

-    изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры);

-    коррозионные повреждения днища, стенки и кровли резервуара;

-    значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструкций элементов покрытия резервуара;

-    отрыв центральной стойки от днища резервуара;

-    значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания;

-    нарушение прочности обвязочного уголка в сопряжения стенок с днищем у горизонтальных резервуаров, а также нарушение прочности элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм;

-    осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.

5.3.    Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых: амортизационный износ конструкций; хлипкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и прочее), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа швов в отдельных узлах резервуара; нарушение технологического монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки); песчаные основания; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня взлива; избыточное давление или недопустимый вакуум внутри резервуара, а также частичная вибрация стенки при закачке нефтепродукта.

Устранение дефектов и ремонт резервуаров является весьма ответственными операциями, определяющими во многой дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.

Устранение дефектов без применения сварочных работ

5.4.    При ремонте резервуаров эпоксидные составы применяют для герметизации следующих участков:

-    газового пространства резервуаров, кровли и верхних поясов, которые имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;

-    сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;

-    днища резервуаров, прокорродированных участков днища и первого пояса корпуса.

5.5.    Герметизация дефектных мест с применением эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции.

5.6.    Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации. Дефектное место должно находиться выше уровня наполнения продукта в резервуаре;

5.7. Герметизация дефектных мест днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров). Техника безопасности работ с эпоксидными составами приведена в приложении 5.

5.8.    Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6-8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

5.9.    Подготовив, мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границы дефектного места на 40-80 мм с помощью безыскровых приспособлений. Поверхность поврежденного участка зачищают до блеска металлической щеткой (латунной), исключающей искрообразование, напильником и дополнительно наждачной бумагой. После механической обработки поврежденное место очищают от опилок, окалины и грязи ветощью, смоченной бензином. Перед нанесением клеящего состава зачищенное дефектное место обезжиривают растворителями (ацетоном, Р-4 и др.).

5.10.    Для ремонта резервуаров рекомендуется эпоксидный клей холодного отверждения следующего состава (в вес. ч.):

Вследствие короткой "жизнеспособности" (10-15 мин) приведенный состав изготавливают небольшими порциями непосредственно перед использованием.

Примечание. Для получения эпоксидные составов с большой вязкостью, что значительно упрощает юс нанесение и удержание на вертикальных и потолочных поверхностях, в исходную эпоксидную смолу добавляют до 10 вес. ч. растворитель - ацетон или толуол, после чего процент добавки алюминиевой пудры может быть доведен по весу до 100 % по отношению к эпоксидной смоле; "жизнеспособность" состава повысится до 1,5-2 ч.

5.11.    Эпоксидные клеевые составы холодного отверждения полимеризуются при температуре окружающей среды от 5°С и выше в течение 24 ч. Ускорить отверждение эпоксидного состава можно путем подогрева его после начала полимеризации, которая наступает через 2-3 ч с момента приготовления при температуре окружающей среды 15-20°С.

Подогревать можно горячим воздухом, мешками с горячим песком, полимеризация заканчивается за 3-4 ч при температуре 60-80°С и за 3 ч при температуре 80-100°С.

5.12.    В зависимости от вязкости состава его наносят на зачищенную поверхность шпателем, кистью или краскопультом.

5.13.    Отдельные мелкие трещины, отверстия и отпотины на стенке, кровле допускается ликвидировать эпоксидным составом без применения армирующего материала. При этом дефектное место и поверхность вокруг него должны быть покрыты ровным слоем клея. Толщина клеевого состава должна быть около 0,15 мм.

5.14.    Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани, стеклоткани, бязи и др. Зачищенное место покрывают слоем клея, укладывают армирующий слой и покрывают его слоем клея, затем укладывают следующий армирующий слой, который также покрывают слоем клея. Каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного места и ранее уложенного армирующего слоя на 20-30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой эпоксидного клеевого состава с последующим лакокрасочным покрытием.

5.15.    Клееармированная конструкция: после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется (прикатывается) металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и металлом.

5.16.    Клеевая конструкция отремонтированных дефектных мест после окончания всех работ выдерживается для отверждения в течении 48 ч при температуре 15-25°С.

5.17.    Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесением сплошного армирующего покрытия на дефектное место.

5.18.    Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняется с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 (ГОСТ 10277-76) и отвердителя -гексаметилендиамина (шпатлевка - 100 г и отвердителъ - 8,5 г ).

5.19.    Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом ила другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензином и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой. Состав эпоксидной грунтовки (в вес. ч.):

Состав растворителя Р-40: ацетон - 20 %, этилцеллозольв - 30 %, толуол - 50 %.

Количество растворителя Р-40 при нанесении грунтовки краскопультом не должно превышать 35 вес. ч. при нанесении вручную допускается до 45 вес.

2

ч. Грунтовку, предназначенную для нанесения на. поверхность краскопультом, фильтруют через сетку с числом отверстий не менее 1200 на 1 см или через два-три слоя марли. Жизнеспособность состава - 5-7 ч.

5.20. Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным покрытием следующего состава (в вес. ч.):

Приготавливать состав рекомендуется следующим образом: в шпатлевку ЭП-0010 добавляют отвердитель и тщательно перемешивают до однородной массы, удобной для нанесения шпателем. Жизнеспособность состава 1-1,5 ч.

5.21. На загрунтованную поверхность разливают, а затем разравнивают слой покрытия толщиной 2 мм, на который накладывают армирующий слой и укатывают перфорированным металлическим катком для пропитки слоя и удаления воздушных пузырей.

Следующие армирующие слои накладывают после отверждения предыдущих слоев (не ранее чем через 24 ч) при температуре 18°С в указанной последовательности.

5.22.    На верхний армирующий слой наносят краскопультом лакокрасочное покрытие (грунтовка вязкостью 17-22 Ст по вискозиметру ВЗ-4).

5.23.    Контроль качества осуществляют визуальным осмотром и с помощью электрического дефектоскопа ЗД-4.

5.24.    Испытания и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться не ранее семи суток после окончания ремонта.

Ремонт основания и фундаментов

5.25.    При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие виды работ:

-    исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;

-    исправление просевших участков основания;

-    заполнение пустот под днищем и в местах хлопунов;

-    ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);

-    исправление отмостки.

5.26.. При ремонте оснований для подбивки, исправление песчаной подушки и заполнения пустое под днищем и в местах хлопунов применяют гидроизолирующий (" черный") грунт, состоящий из песчаного грунта и вяжущего вещества.

5.27. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3%) и иметь следующий состав: песок крупностью 0,1-2 мм - от 80 до 85 %; песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 20 до 15 %.

Примечания : 1. Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве от 1,5 до 5 % от объема всего грунта.

2. Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

5.28.    В качества вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяю; жидкие битумы по ГОСТ 11955-82 "Битумы нефтяные дорожные жидкие"; полугудроны по ОСТ 380184-75 Полугудрон. Технические условия", мазуты по ГОСТ 10585-75 "Топливо нефтяное".

Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущих веществ должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по объему смеси.

5.29.    При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или вручную - трамбовками. Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то " черный" грунт следует укладывать подогретым до 50-60°С.

5.30.    При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов не производится.

5.31.    При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапецевидной форму и укладывают по ним гидроизолирующий слой. Откосы основания выполняют в соответствии с требованиями п. 1.7.

5.32.    При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые величины, ремонт осуществляют путем подъёма резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

5.33.    Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объемом 5000 и 10000 м3 устраняют путем подбивки под днище бетона марки не ниже 100.

5.34. Фундаменты (опоры) горизонтальных резервуаров, получивших осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) на седло опоры бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

Контроль качества ремонтных работ и испытание резервуара

5.35.    Контроль качества сборочных я сварочных работ при ремонте резервуаров проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18-75.

5.36.    Контроль выполненных работ осуществляют:

-    внешним осмотром мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением сварных швов;

-    испытанием швов на герметичность;

-    проверкой сварных соединений рентгено - и гамма - просвечиванием или другими физическими методами;

-    окончательным использованием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

5.37.    Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.

5.38.    Сварные соединения по внешнему виду должны удовлетворять требованиям п. 2.9.

5.39.    Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100 % - ному контролю на герметичность вакуумметодом, керосиновой пробой или методой химических реакций.

5.40.    Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином. Контролируемую сторону шва очищают от грязи и ржавчины и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть. Шов смачивают керосином путем опрыскивания не менее двух раз струей под давлением из краскопульта или паяльной лампы. Допускается протирать швы два-три раза тряпкой, обильно смоченной керосином.

Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность вакуум-камерой или вручную керосином. В последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина, и после ее высыхания сварные соединения с наружной стороны опрыскиваются керосином. Шов обрабатывают керосином не менее двух раз с перерывом в 10 мин.

Испытания на герметичность двухсторонних нахлесточных сварных соединений и стыковых швов, сваренных на остающейся подкладке, осуществляется введением керосина под давлением 1-2 кгс/см2 в зазор между листами или подкладной планкой через специально просверленные отверстия. Отверстия после проведения испытания заваривают. Перед заваркой отверстия пространство между листами должно быть продуто сжатым

воздухом.

На поверхности, окрашенной меловым раствором, после смачивания керосином не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже 0°С

- в течение 23 ч.

В зимних условиях для ускорения процесса контроля разрешается смачивать сваренные соединения керосином, предварительно нагретым до температуры 60-70°С. В этом случае процесс контроля герметичности сокращается до 1 ч.

5.41.    Испытание на герметичность сварных соединений днища резервуаров производится вакуум - методом или путем химических реакций аммиака с 10 %-ным спирто - водным раствором фенолфталеина или 5 %-ным раствором азотнокислой ртути.

5.42.    Контролю вакуум - методом подвергают сварные соединения днищ. Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной по 150 мм с обоих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи и пыли, смачивают индикаторным мыльным раствором (при положительной температуре). Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Водный раствор мыла удовлетворяет своему назначению только при температуре не ниже минус 20°С. Водный экстракт лакричного корня представляет собой универсальный пенообразующий индикатор как в летнее, так и в зимнее время. Введение в него солей хлористого кальция позволяет вести работы по испытанию на герметичность при температуре наружного воздуха до минус 35°С.

Применяются следующие составы пенных индикаторов в зависимости от времени года.

Состав № 1 (летний). Вода - 1ч, мыло туалетное - 50 г. перемешивать до полного растворения.

Состав № 2 (летний). Вода - 1 л, мыло хозяйственное (65 %) - 50 г, глицерин - 5г, смесь перемешивать до полного растворения.

Состав № 3 (летний). Вода - 1 л, концентрированный раствор экстракта лакричного корня - 15 г, смесь перемешивать 5 мин.

Состав № 4 (летний). Вода (теплая 40-60°С) - 1 л, сухой лакричный экстракт - 10 г, смесь перемешивать до полного растворения.

Состав № 5 (зимний). Раствор хлористого кальция (CaCl2) или хлористого натрия (NaCI) - 1 л, лакричный экстракт концентрированный - 15 г, смесь перемешивать 5 мин, дать отстояться в течение 1 ч до получения прозрачной жидкости и слить раствор с осадка.

Состав хлористых солей подбирается в зависимости от температуры воздуха. На 1 л воды следует добавить:

(CaCl2l г 150 265 330 370


Температура, °С от 0 до -10 от -15 до -20 от -20 до -30 до -35


(NaCI), г 160 290


На контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. Разряжение в камере должно составлять не менее 500 мм рт. ст. для сварных соединений листов толщиной 4 мм и не менее 600 мм рт. ст. для соединений листов большей толщины. Перепад давления контролируется при помощи вакуум - манометра.

При проверке герметичности сварных соединений на поверхности шва, покрытой индикаторным раствором, не должны появляться пузырьки. В местах сквозных дефектов возникают пульсирующие (лопающиеся, вновь возникающие и снова лопающиеся) пузырьки. В местах мельчайших сквозных дефектов обнаруживаются скопления мелких нелопающихся пузырьков - "кашка".

5.43. При химических методах контроля герметичности днища резервуара на основании из гидрофобного грунта вокруг резервуара создается глиняный замок высотой не менее 100 мм, образующий под днищем герметически замкнутое пространство. В указанное пространство по двум - четырем трубам диаметром 12 ми, подсоединенным к баллонам с аммиаком, подается воздушно-аммиачная смесь для создания под днищем избыточного давления не менее 8-10 мм вод. ст. Распространение аммиака под всей поверхностью днища проверяют через контрольные трубки (2-3 шт.), выведенные через глиняный замок.

Сварные швы с внутренней стороны днища тщательно очищают от грязи до металлического блеска и промывают водой, а затем поливают 10 %-ным спирто - водным раствором фенолфталеина. Аммиак, проникающий сквозь неплотности сварных швов с раствором фенолфталеина образует ярко-красные пятна.

Если в качестве индикатора применяют 5 %-ный раствор азотнокислой ртути, методика остается та же, только индикатор наносят не на шов, а им смачивают марлевые бинты, которые затем укладывают на поверхность контролируемых швов. Места дефектов отмечают по образованию на бинтах в местах неплотности серебристо-черных пятен.

Примечание. По окончании испытаний для испарения аммиака глиняный замок по периметру днища убирают.

5.44.    Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-камерой, керосином или внутренним избыточным давлением воздуха.

При испытаниях сварных соединений керосином его вспрыскивают под давлением во все нахлесточные соединения изнутри резервуара с нижней стороны кровли. При этом сварные соединения кровли с наружной стороны окрашивают водной суспензией мела или каолина.

Испытания сварных соединений кровли сжатым воздухом проводятся путем создания внутреннего избыточного давления при наполнении герметически закрытого резервуара водой до уровня не менее 1 м или посредством нагнетания воздуха компрессором внутрь резервуара, залитого водой на высоту не менее 1 м, до получения в обоих случаях избыточного давления, превышающего эксплуатационное на 10 %.

Для регулирования избыточного давления в кровлю резервуара вваривают специальные трубопроводы. Избыточное давление в резервуаре следует контролировать по показаниям водяного манометра во всех случаях, когда вода (или воздух) поступает и когда подача воды (воздуха) прекращена, так как давление в резервуаре может повышаться в результате повышения температуры наружного воздуха или под влиянием нагрева солнечными лучами.

При испытании сжатым воздухом сварные соединения кровли снаружи смачивают мыльным раствором или другим пенным индикатором.

Примечание. Контроль швов в зимних условиях рекомендуется проводить керосиновой пробой.

5.45.    Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской, удаляют на длину дефектного места по 10 мм с каждого конца и заваривают вновь. Исправленные дефекты в сварных соединениях должны быть вновь подвергнуты повторному контролю на герметичность. Исправлять одно и то же дефектное место разрешается не более двух раз.

Пр имечания : 1. Исправление негерметичных сварных соединений зачеканкой запрещается.

2. Обнаруженные дефекты в сварных соединениях кровли резервуара устраняют повторной подваркой без удаления дефектных участков.

5.46.    Отремонтированные участки сварных стыков соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого и второго поясов и 50 % соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) резервуаров объемом 2000 м3 и более подвергаются контролю физическими методами - рентгено - или радиографированием. Оценка качества сварных соединений по данным просвечивания осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 "Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод".

Пр имечания : 1. Физические методы контроля осуществляются до гидравлического испытания резервуара.

2.    Допускается контроль швов ультразвуковым или магнитографическим методой с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест.

3.    В резервуарах объемом до 1000 м3 допускается контроль качества свариваемых швов керосином.

4. Сварные соединения двух нижних поясов стенки резервуаров объемом 2000 м3 и более, изготовленных из кипящей стали, после среднего или капитального ремонта должны подвергаться 100 % -ному контролю физическими методами.

5.47.    Если при физических методах контроля будут обнаружены недопустимые дефекты, то необходимо выявить границы дефектного участка путем дополнительного контроля вблизи мест с выявленными дефектами. Если при дополнительном контроле будут также обнаружены недопустимые дефекты, контролю подвергаются все сварные соединения. Выявленные дефектные сварные соединения или их участки должны быть исправлены и вновь проверены.

5.48.    Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания, днища, окраек, стенки (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов стенки) посредством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соответствующего избыточного давления и вакуума в соответствии со СНиП III-18-75.

5.49.    В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах, в стыковых соединениях корпуса, в

сопряжении стенки с днищем и других соединениях. Если в процессе испытания в течение 24 ч на поверхности стенки резервуара или по краям днища не появятся течи и если уровень воды не будет снижаться, то резервуар считается выдержавшим герметическое испытание.

5.50.    После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска вода для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

5.51.    Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонений середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправления. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при наполнении его до расчетного уровня производят по отвесу, геодезическими и другими способами.

5.52.    После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, не превышающих допустимых согласно СНиП ТТТ-18-75, испытание считается законченным, и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию.

Приемка резервуаров после ремонта

5.53.    Резервуар принимает в эксплуатацию после среднего или капитального ремонта (при выполнении работы подрядной организацией) комиссия с участием представителей от организаций, эксплуатирующих резервуар и осуществляющих ремонт, назначаемая вышестоящей организацией (территориальным управлением ГА). При выполнении работ силами предприятия комиссия назначается руководством этого предприятия.

5.54.    Резервуар после ремонта принимают на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте.

В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:

-    дефектная ведомость (при нескольких дефектах);

-    чертежи, необходимые при ремонте;

-    проект производства работ (ПНР) по ремонту резервуара или технологическая карта ремонта отдельных мест или умов;

-    документы (сертификаты и другие документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, применяемых для ремонта;

-    акты приема основания и гидроизодирующего слоя;

- копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, производивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых иди буквенных знаков;

-    акты испытания сварных соединений днища, стенки на герметичность;

-    заключения по качеству сварных соединений стенки и окраек днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;

-    журнал производства ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы, указывающие атмосферные условия в период ремонта;

-    документы о согласовании отклонений от чертежей и ПНР, если при ремонте такие отклонения были допущены;

-    результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и самого днища, результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений;

-    акт на устройство внутреннего антикоррозионного покрытия;

-    акт опробования оборудования (клапанов, задвижек и т.п.);

-    градуировочная таблица после ремонта резервуара, связанного с изменением его объема;

-    акт проверки омического сопротивления заземления.

5.55.    Комиссией составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы. Акт на приемку резервуара утверждает руководитель предприятия, эксплуатирующего резервуар. Документация на приемку и выполненные работы по ремонту резервуара хранится вместе с паспортом.

Вместимость    _

Марка __№    _

Дата составления паспорта    _

Место установки    _

(наименование предприятия)

Назначение резервуара    _

Основные размеры элементов резервуара    _

(диаметр, высота)

Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи металлических конструкций, и

номера чертежей    _

Наименование завода - изготовителя стальных конструкций    _

Наименование строительно-монтажных организаций, участвовавших в сооружении резервуара

Перечень установленного на резервуаре оборудования

Отклонение от проекта Дата начала монтажа Дата окончания монтажа

Даты начала и окончания каждого промежуточного и общего испытаний резервуара и результаты испытаний

Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию

Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций (перечислять)

Приложения.

1.    Деталировочные чертежи КМД.

2.    Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже.

3. Документы (сертификаты и другие), удостоверяющие качество электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при

монтаже.

4.    Схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций.

5. Описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, выполнявших сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков.

6.    Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции.

7.    Акты приемки на скрытые работы.

8.    Акты на испытание резервуара.

9.    Журнал сварочных работ.

10.    Акты на испытание сварных соединений.

11.    Акт на просвечивание швов рентгено - или гамма - лучами.

12.    Акты на испытание смонтированного оборудования и задвижек.

Далее прилагаются формы заполнения актов на сооружение и испытание резервуара.

Форма 1

ЗАВОДСКОЙ СЕРТИФИКАТ

(завод стальных конструкций)

Сертификат №_стальные конструкции

Заказ №_

Заказчик    _

1.    Наименование объекта    _

2.    Масса по чертежам КМД    _

3.    Дата начала изготовления    _

4.    Дата окончания изготовления    _

5.    Организация, выполнившая рабочие чертежи КМ (индексы и номера чертежей)

6.    Организация, выполнившая деталировочные чертежи КМД (индексы и номера чертежей)

7.    Стальные конструкции изготовлены в соответствии с

(указать нормативный документ)

8.    Конструкции изготовлены из сталей марок    _

Примененные материалы соответствуют требованиям проекта

9.    Для сварки применены:

а)    электрода    _

б)    сварочная проволока    _

в)    флюс    _

г)    защитные газы    _

10.    Установление квалификации сварщика    _

11.    Сварные швы проверены    _

Пр имечания : 1. Сертификаты на сталь, электроды, сварочную проволоку, флюс, защитные газы, заклепки, материалы для грунтовки хранятся на заводе (мастерской).

2. Протоколы испытаний электросварщиков хранятся на заводе (мастерской).

Приложение. Схемы общих сборок конструкции.

Начальник ОТК

(подпись)

Г ород_

"    "    19    г.

Форма 2

АКТ №

на скрытые работы по подготовке и устройству насыпной подушки под резервуар №_

(наименование объекта)

"_''_19_г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации    _

представитель монтажной организации    _

произвели осмотр выполненных работ по устройству основания и насыпной подушки под резервуар №_и установили следующее.

1. Основание пригодно для установки резервуара    _

2. Насыпная подушка выполнена согласно проекту (чертеж № _____). Исполнительные отметки верха песчаной подушки и положение разбивочных сетей

прилагаются.

3.    Г рунт насыпали с послойным уплотнением через_см при помощи    _

(указывается способ уплотнения грунта)

4. Произведенная проверка уложенного грунта насыпной подушки дала следующие результаты    _

На основании изложенного разрешается проведение последующих работ по устройству изолирующего слоя.

Приложение. Схема исполнительных отметок.

Подписи:

Форма 3

АКТ №_______

на скрытые работы по устройству изолирующего слоя под резервуар №

"_''_19_г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации    _

представитель монтажной организации    _

осмотрели выполненные работы по устройству изолирующего слоя под резервуар № _____ и установили следующее:

1.    Изолирующий слой выполнен из материалов, соответствующих техническим условиям

2. Толщина изолирующего слоя    _ см.

3.    Уклон поверхности изолирующего слоя    _ %.

4.    Дополнительные замечания    _

На основании изложенного разрешается проведение последующих работ по устройству днища резервуара.

Подписи:

Форма 3

АКТ №_

на испытание резервуара наливом водой

(наименование объекта)

"_''_19_г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации представитель монтажной организации

составили настоящий акт в том, что резервуар № ________ был залит водой на высоту ____ м в течение ч.

Во время испытания были получены следующие результаты

Обмер и осмотр показали, что резервуар имеет следующие размеры: 1) высота_ м, 2) диаметр _ м, 3) отклонение от вертикали

_мм, 4) местные искривления образующей цилиндра_мм.

Максимальная осадка резервуара за этот период выразилась в _______ мм. Схема осадки резервуара по отдельным точкам периметра приведена в

приложении.

На основании указанных выше результатов считать резервуар ___________ испытание на прочность

Приложение. Схема осадки резервуара.

Подписи:

ЖУРНАЛ

Номер шва схеме

Тип шва и положение в пространстве

Марка электрода или проволоки и флюса

Дата

сварки

Температура воздуха, °С (°К)

Фамилия

сварщика

Номер и срок действия удостоверения сварщика

Знак

сварщика

Оценка швов по внешнему виду

Подпись

сварщика

Подпись

контрольного

мастера

Приложение. Схемы швов резервуара.

Производитель работ_

Мастер по сварке_

Примечания : 1. Настоящий журнал оформляется в виде тетради из 10-12 страниц с тем, чтобы все записи выполненных сварочных работ вплоть до окончания сооружения резервуара были занесены в один документ.

2. В журнал вносят только сварочные работы, выполненные при монтаже.

Форма 5

АКТ №_

на испытание сварных соединений стенки резервуара керосином

(наименование объекта)

19    г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации    _

представитель монтажной организации    _

составили настоящий акт в том, что были произведены проверка и испытание вертикальных и горизонтальных швов корпуса на плотность путем опрыскивания керосином при температуре окружающего воздуха_

По истечении    _ получены следующие результаты:

На основании указанных выше результатов комиссия считает швы_испытание

на плотность    _

Примечание. При полистовой сборке должна быть приложена развертка корпуса с нанесением на ней монтажных швов и знаков сварщиков.

Подписи:

АКТ №

на испытание сварных соединений днища резервуара №

(наименование объекта)

19    г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации    _

представитель монтажной организации    _

составили настоящий акт в том, что после окончания работ по сооружению резервуара № _ было проведено испытание швов днища

_, в результате

Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации на предприятиях Г А которого установлено:

Подписи:

АКТ №_

на испытание сварных соединений кровли на герметичность

" '' 19 г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

(наименование объекта)

представитель строительной организации представитель монтажной организации

составили настоящий акт в том, что после окончания сварочных работ по кровле резервуара № _____

герметичность путем

____ было проведено испытание швов кровли на

при температуре окружающего воздуха

с контрольной выдержкой в течение _________________ ч.

В результате испытаний установлено:

Выявленные дефекты швов были устранены повторной подваркой без вырубки дефектных участков. На основании указанных выше результатов кровлю считать

Подписи:

Форма 6

АКТ №_

на просвечивание швов рентгено - или гамма-лучами

(наименование объекта)

''    19    г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель заказчика

представитель строительной организации представитель монтажной организации

составили настоящий акт в том, что просвечивание швов (см. схему резервуара) выполнено сварщиками    _

Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации на предприятиях Г А знака

В результате просвечивания установлено:    _

На основании указанного выше резервуар может быть представлен к гидравлическим испытаниям.

Приложение. Схема просвеченных вертикальных стыков корпуса резервуара и заключение радиографа.

Примечание. Заполняют только для резервуаров вместимостью 2000 м3 и выше, изготовленных полистовым методом.

Подписи:

Форма 7

АКТ №_

на испытание смонтированного оборудования

(наименование объекта)

"_''_19_г.

Мы, нижеподписавшиеся    _

составили настоящий акт в том, что нижеперечисленное оборудование, установленное на резервуаре, подвергалось ревизии и испытанно

1.    Механический дыхательный клапан № ______________ диаметром_____ мм отрегулирован и при испытании срабатывал при давлении

_мм вод. ст. и вакууме_мм вод. ст.

2.    Гидравлический предохранительный клапан_диаметром_мм залит жидкостью в количестве_л и при испытании

срабатывал при давлении_мм вод. ст. и вакууме_мм вод. ст.

3.    Замерный люк отрегулирован и снабжен прокладкой из    _

4. Сифонный кран диаметром_мм отрегулирован, сальник выполнен из бензостойкой набивки и колпак обеспечивает его запор.

5. У хлопушек диаметром ____________ мм в количестве _______ шт. Крышки плотно прилегают к седлам, шарнирное соединение работает без

заеданий и перекосов. Хлопушки имеют трос к боковому управлению и запасной трос к световому люку.

6.    Боковые управления нормально поднимают на тросах крышки хлопушек, сальники выполнены из бензостойкой на бивки. Стопоры на корпусе обеспечивают запор маховиков.

Управление хлопушкой работает исправно без заеданий и перекосов в шарнире, усилие в рукоятке не превышает допустимого но норме.

Вентиль перепускного устройства диаметром __________ мм имеет сальник из бензостойкой набивки.

7.    Указатель уровня дистанционный проверен, зацепление мерной ленты правильное, показания отсчетного механизма соответствуют действительному уровню жидкости в резервуаре; в гидрозатворе, нижней полости показывающего прибора и в дистанционной приставке имеется необходимое количество жидкости; видимость через стекло отсчетного механизма хорошая.

8.    Сниженный пробоотборник проверен; запорный клапан в трубе слива пробы, насос и пневмосистема работают правильно.

На основании указанных выше результатов оборудование считать отвечающим техническим условиям.

Подписи:

АКТ №

(наименование объекта)

"_''_19_г.

Мы, нижеподписавшиеся    _

составили настоящий акт в том, что задвижки типа_

диаметром _ мм в количестве _ шт., установленные на резервуаре № _ были испытаны на плотность путем

_, причем в течение_жирных пятен на обратной стороне (противоположном диске) не появилось, что указывает на

плотность закрытия прибора.

Корпуса задвижек подвергались гидравлическому испытанию на плотность и прочность при давлении_кгс/см2

В нижней части корпуса установлены спускные пробки.

Сальники выполнены из бензостойкой набивки.

На основании указанных выше результатов задвижки считать отвечающими техническим условиям.

Подписи:

Приложение 2

АКТ №

готовности резервуара № к зачистным работам

" '' 19 г.

(наименование объекта)

Мы, нижеподписавшиеся

(должность, фамилия, имя, отчество)

представитель пожарной охраны

(должность, фамилия, имя, отчество)

в присутствии ответственного лица по зачистке

(должность, фамилия, имя, отчество)

составили настоящий акт: сего числа нами проведен осмотр и проверка готовности

резервуара

к выполнению зачистных работ бригадой

(наименование и номер резервуара)

из-под нефтепродукта

(указать назначение и требуемую степень зачистки)

(наименование нефтепродукта)

При осмотре и проверке установлено, что при подготовке к работам по зачистке

(наименование и номер резервуара)

в соответствии с "Правилами по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз" и "Правилами пожарной безопасности

при эксплуатации предприятий Главнефтеснаба РСФСР" выполнены следующие мероприятия

1. Освобождение    _

(наименование резервуара)

от нефтепродукта    _

(указать способ освобождения

и количество оставшегося нефтепродукта,

уровень, характеристика остатка)

2. Отсоединение

(наименование резервуара)

от всех трубопроводов путем установки заглушек (кроме зачистного).

3. Открытие

(наименование резервуара)

всех люков и других отверстий после слива нефтепродукта и воды.

4. Пропарка

(наименование резервуара)

в течение ______________ ч _______________________ мин _________

(время и способ вентиляций)

5. Залив водой    _

(наименование резервуара)

для освобождения от нефтяных паров    _

(на какую высоту)

Результат анализа воздуха    _

(наименование резервуара)

на содержание вредных паров (углеводород, сероводород, тетраэтилсвинец):

Состав

Концентрация газов, мг/л

Дата и время отбора пробы

Номер анализа и дата выдачи справок

Подготовлены следующие средства для зачистных работ:

(указать какие насосы, трубопроводы и другое оборудование)

Подписи комиссии:

Г лавный инженер    _

Инженер по технике безопасности (инспектор охраны труда)

Представитель пожарной охраны

резервуар № _________ осмотрен и принят для производства зачистных работ

Замечания по подготовке резервуара

(если есть, то указать какие)

Ответственный по зачистке резервуара

(указать какими средствами механизации и защиты)

(подпись)

АКТ №

на выполненную зачистку резервуара________

Приложение 3

" '' 19 г. Мы, нижеподписавшиеся

(наименование объекта)

ответственное лицо по зачистке

(должность, фамилия, имя, отчество)

(должность, фамилия, имя, отчество)

составили настоящий акт в том, что провели осмотр

после зачистки из-под

(наименование и номер резервуара)

для заполнения

(наименование нефтепродукта)

Качество выполненной зачистки соответствует требованиям ГОСТ 1510-84

(наименование нефтепродукта)

(оценка)

Резервуар сдал Резервуар принял

АКТ №

подготовки резервуара №_________ к ремонтным работам

(подпись)

(подпись)

Приложение 4

" '' 19 г. Мы, нижеподписавшиеся

(наименование объекта)

представитель пожарной охраны

(должность, фамилия, имя, отчество)

и ответственный за зачистку резервуара

(должность, фамилия, имя, отчество)

составили настоящий акт в том, что провели осмотр

(должность, фамилия, имя, отчество)

зачищенного из-под

(наименование и номер резервуара)

для ведения огневых и других ремонтных работ. Состояние резервуара после зачистки:

(наименование нефтепродукта)

указать степень зачистки и подготовки его для ведения огневых и других ремонтных работ

Резервуар сдал    __(подпись)

Резервуар принял    __(подпись)

Представитель пожарной охраны    __(подпись)

Приложение 5

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ

Эпоксидные смолы и отвердители, а также их составы токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях образование нарывов на коже.

При работе с эпоксидными составами необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

-    к работе с эпоксидными составами допускаются лица, прошедшие предварительный медицинский осмотр и соответствующий инструктаж. При этом периодичность инструктажа должна быть не реже одного раза в месяц. Рабочие с повышенной чувствительностью к эпоксидным смолам и их отвердителям к работе не допускаются;

-    при продолжительной работе с эпоксидными смолами и отвердителями рабочие должны быть обеспечены следующей спецодеждой: комбинезоном из плотной ткани, резиновыми тонкими перчатками, прорезиненным фартуком, резиновыми сапогами;

-    в условиях лаборатории все операции, связанные с приготовлением лакокрасочных или клеевых составов, должны выполняться в вытяжном шкафу, а в производственном помещении - в зоне вытяжной вентиляции;

-    при выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резервуарах последние должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей 15-20-кратный обмен воздуха. Вентилятор должен быть взрывобезопасного исполнения. Освещение должно быть низковольтным (12 В) и взрывобезопасного исполнения;

-    при случайном попадании отвердателя в глаза их необходимо промыть водой, а затем свежеприготовленным физиологическим раствором хлористого натрия (0,6-0,9 %);

-    брызги смолы, отвердителя и их смеси при попадании на кожу следует смыть марлевым тампоном, смоченным в ацетоне или растворителе Р-4, после чего это место необходимо промыть водой с мылом;

-    при случайном разливе отвердителя даже в небольшом количестве необходимо место разлива немедленно засылать отитами, смоченными керосином, с

последующей дегазацией 10 %-ным раствором серной кислоты;

-    работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обязаны в течение рабочего дня периодически мыть лицо и руки;

-    при использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными растворителями категорически запрещается курить на рабочем месте, выполнять работы, вызывающие новообразование, работать с выключенной приточно-вытяжной вентиляцией.

На рабочих местах должны быть вывешены предупредительные надписи "Не курить", "Огнеопасно", "Взрывоопасно".

Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации на предприятиях Г А коммуникаций и других средств

Работы будут осуществляться


С.Г ЕДИГАРОВ, С.А. БОБРОВСКИЙ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

НЕФТЕБАЗ И ГАЗОХРАНИЛИЩ

С. Г. ЕДИГАРОВ, С. А. БОБРОВСКИЙ .

ПРОЕКТИРОВАНИЕ

И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ И ГАЗОХРАНИЛИЩ

Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по специальности «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз»

КРАСНОЯРСКА® *

КРАЕВАЯ I

БИБЛИОТВМАI


ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДР А»


Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М., «Недра», 1973, 180 с.

Книга состоит из двух частей. В первой части приведены материалы по проектированию, расчетам и эксплуатации трубопроводов, резервуаров и насосных станций для нефти и нефтепродуктов. Во второй части — материалы по газораспределительным сетям и газохранилищам: газораспределительным и газонаполнительным станциям, газгольдерам, емкостям для хранения сжиженных газов и магистральным газопроводам.

Книга является учебным пособием для студентов вузов по специальности «Проектирование и эксплуатация газонефтёпроводов, газохранилищ п нефтебаз». Она может быть также использована инженерно-техннческимн работниками, занятыми транспортом ц хранением нефти ц газа.

Таблиц 45, иллюстрации 180, список литературы — 15 названий.

Высокпе темпы развития промышленности, транспорта, сельскохозяйственного производства п жилищно-коммунального хозяйства городов и сел непосредственно связаны с высоким ростом потребления всех энергетических ресурсов Советского Союза.

На XXR съезде КПСС указывалось на необходимость опережающего и более эффективного развития топливно-энергетического комплекса за счет совершенствования структуры входящих в него отраслей и прежде всего за счет увеличения доли нефти и газа в топливном балансе страны.

Для хранения п распределения нефти п нефтепродуктов служат нефтебазы, которые должны своевременно без качественных п количественных потерь обеспечивать нефтепродуктами многочисленных потребителей, независимо от их географического размещения и климатических условий. Эта большая задача может быть успешно решена при условии непрерывного повышения технического уровня нефтебаз п внедрения передовых методов организации труда.

Широкое развитие получили централизованные и транзитные поставки, как прогрессивные методы снабжения нефтепродуктами потребителей. Все большее число мелких потребителей снабжаются нефтепродуктами через широкую сеть автозаправочных станций, число которых с каждым годом растет. Только в Москве к концу 1972 г. было 1.30 автозаправочных станций. Вновь построенные нефтебазы оснащены новыми более совершенными образцами техники с автоматизацией и механизацией основных трудоемких процессов.

Важнейшей задачей в работе нефтебаз является резкое повышение темпов внедрения новой техники, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов и на этой основе — непрерывное повышение производительности труда и снижение себестоимости.

Развитие народного хозяйства в современных условиях связано со значительным ростом потребления газа.

Природные горючие газы являются экономичным п универсальным теплоносителем. способным заменить твердое и жидкое топливо в быту, городском и энергетическом хозяйствах, в промышленности п транспорте.

Широкий размах работ по газификации городов и населенных пз^нктов определил необходимость создания нового вида хозяйства — газового.

Разовое хозяйство городов представляет собой сложную инженерную систему. в которую входят газовые сети, установки для регулирования и распределения потоков газа, а также установки для сжигания газа.

Применение газа для технологических нужд промышленности снижает стоимость топлива, способствует повышению производительности и улучшению

качественных показателей работы агрегатов, а в химической промышленности улучшает технико-экономические показатели производства и позволяет уменьшить использование продуктов сельскохозяйственного производства.

Использование газа для промышленного и сельскохозяйственного производства в городах и населенных пунктах позволяет в значительной мере оздоровить воздушные бассейны и улучшить санитарно-гигиенические условия трудящихся. В результате газификации промышленности и ТЭЦ в Москве запыленность и загазованность атмосферы за последние 10—15 лет снизились в 3—4 раза.

Книга состоит из двух частей. Первая часть написана доц., канд. техн. наук С. Г. Едигаровым, вторая часть — проф., докт. техн. наук С. А. Бобровским.

Часть первая

Проектирование и эксплуатация нефтебаз  »
Библиотека »