Правила технічної експлуатації резервуарів і інструкції по їх ремонту. Частина І. Частина 2. (Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Часть І. Часть 2.)

Государственный комитет по обеспечению нефтепродуктами

Утв. Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.1986р.

Правила технической эксплуатации

резервуаров и инструкции по их ремонту

Часть І

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

 

 

1.Общие положения

  

   1.1.1. Резервуары предназначены для приемки,  хранения,  отпуска,

учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными  и инженерными

конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочны-

ми характеристиками.

   Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают  зна-

чительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление,

вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

   1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при  условии:

   правильного выбора исходных данных при  проектировании,  принятых

для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения  опти-

мального технологического  режима  эксплуатации,  защиты  металлокон-

струкций от коррозии и т. д.;

   выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проек-

та производства работ, а  также  допусков,  устанавливаемых  соответ-

ствующими нормативными документами или проектом;

   испытания резервуара в целом на герметичность и прочность соглас-

но рекомендациям проекта, нормативных документов,  настоящих  Правил;

   соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.

 

Общие требования к стальным резервуарам

 

     1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти  и  нефтепродуктов,

находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости  от

назначения  (технологических  параметров),  расположения  резервуаров

(наземные, подземные), формы (вертикальные  цилиндрические,  горизон-

тальные цилиндрические, сфероидальные и специальные),  вида  соедине-

ний листовых конструкций (сварные и клепаные) и  от  способа  монтажа

(полистовой и рулонной сборки).

   1.1.4. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары  подразде-

ляют:

   по вместимости - от 100 до 50 000 м?;

   по расположению - наземные, подземные;

   по давлению в газовом пространстве - без давления,  с  избыточным

давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

   по конструкции покрытия - со стационарным покрытием  и  плавающей

крышей.

   Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают ко-

нических, сферических и сфероидальных форм.

   Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов  встык,  внах-

лестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с  наклад-

ками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого  нефтеп-

родукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

   1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары  подраз-

деляют: по вместимости - от 3 до 200 м?, по расположению -  назем-

ные, подземные; по давлению в газовом пространстве - без давления,  с

избыточным давлением.

   Горизонтальные резервуары рассчитаны на  внутреннее  давление  до

0,04 МПа.

   Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические  и  сферичес-

кие днища, а также днища в форме усеченного конуса.

   1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических усло-

виях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее  время

и до +50 °С в летнее время при различной температуре  продукта  в

резервуаре.

   1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения  нефтеп-

родуктов должен соответствовать    требованиям      ГОСТ 1510 - 84

(часть II,прил. 1, п. 3) и быть   обоснован    технико-экономическими

расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических

условий эксплуатации с учетом максимального    снижения  потерь   от

испарения  при  хранении.

   1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от

испарения независимо от категории и группы резервуарных  парков  сле-

дует применять резервуары вертикальные с защитными  покрытиями  (пла-

вающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой  обвязкой

в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обоснова-

нии.

   Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов  и

газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует  обеспечить

хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до

0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в  резервуарах,

оборудованных плавающими крышами.

   Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.)  можно  приме-

нять как в новых, так и в действующих наземных стальных  вертикальных

резервуарах.

   1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по  типовым  проек-

там (прил. 1). В отдельных случаях допускается строительство  опытных

резервуаров по специальным проектам.

   С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разрабо-

танные с учетом действующих нормативных документов  и  дополнительных

изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами  государствен-

ного надзора и другими организациями.

   Новые проекты разработаны для резервуаров,  применяемых  во  всех

климатических зонах страны.

   В прил. 2 приведены оптимальные геометрические  параметры  резер-

вуаров различных конструкций.

   1.1.10. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь  пол-

ный комплект соответствующего оборудования,  предусмотренного  проек-

том, и находиться в исправном рабочем состоянии.  Разукомплектация  в

процессе эксплуатации не допускается.

   1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических ре-

зервуарах с внутренним маслобензино- и  паростойким  защитным  покры-

тием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопаснос-

ти.

   Допускается до 1.1.89 хранить нефть и нефтепродукты в металличес-

ких резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и  введенных

в эксплуатацию до 1.1.88.

   1.1.12. Стальные  горизонтальные  резервуары  для  нефтепродуктов

должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в  установлен-

ном  порядке  в  соответствии  с  требованиями  ГОСТ  17032-71,  ГОСТ

8.346-79 (часть II, прил. 1, п. 2, 54).

   Места расположения опор и колец, их число для стационарных и  пе-

ревозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

   Допускаемые отклонения от основных  размеров  резервуаров  должны

соответствовать указанным на рабочих чертежах.

   1.1.13. Резервуары вместимостью до 8  м?  включительно  должны

изготовляться с плоскими днищами.

   Резервуары вместимостью более 8 м? включительно  должны  изго-

товляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоски-

ми днищами.

   1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из мате-

риала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химичес-

кому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

   1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и  находящееся  внутри

них оборудование по требованию заказчика  должны  быть  оцинкованы  в

соответствии с техническими условиями или защищены  металлизационными

покрытиями.

   В резервуарах, предназначенных для специального  горючего,  кото-

рое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются,  а  под-

вергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и  находящее-

ся на них оборудование должны быть окрашены.  Применяемые  для  этого

лакокрасочные материалы определяются по согласованию между  предприя-

тием-изготовителем и потребителем.

   Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть за-

консервированы.

   1.1.16. Все фланцевые  соединения  в  резервуарах  должны  выпол-

няться в шип.

   По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуа-

ров со стальными  плоскими  приварными  фланцами,  имеющими  соедини-

тельный выступ.

   1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны  изго-

товляться из  листовой  маслобензостойкой  резины  марки  Б  по  ГОСТ

7338-77 (часть II, прил. 1, п. 55).

   Прокладки фланцевых соединений для  резервуаров  под  специальное

горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого  давления  марки

П-2035Т.

   1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не

должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В  конструкции

резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

   1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают  и

крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении  не  возникали  сущес-

твенные изменения вместимости (например, вследствие деформации,  про-

гибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

   1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с  резер-

вуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема  была  исключена

возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при  за-

полнении, опорожнении или определении вместимости.

   1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхнос-

ти или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимос-

ти должны полностью засыпаться землей.

   1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для  кон-

троля наклона.

 

Требования к основаниям и фундаментам

 

 

   1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в  процес-

се строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо  учи-

тывать:

   качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

   климатические и сейсмические условия района, в котором расположе-

на нефтебаза;

   режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допус-

тимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо  устано-

вить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого  следует

ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы,  а

также учесть изменения, которые произошли в  период  эксплуатации  по

геологическим, сейсмическим и другим условиям.

   1.1.24. Окончательно основание и фундамент  под  резервуар  выби-

раются на основе технико-экономических показателей, включая мероприя-

тия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке  площадки  вок-

руг резервуара и т. д. При строительстве резервуаров на  вечномерзлых

грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаи-

вания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

   1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размеще-

ния резервуаров должны производиться соответствии с требованиями СНиП

3.02.01-83 (часть II, прил. 1, п. 32).

   1.1.26. Основание резервуара следует защищать от  размыва  атмос-

ферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный  от-

вод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к

канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части  ре-

зервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

   1.1.27. Откос основания должен быть покрыт  несгораемым  материа-

лом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходи-

мо выполнить из сборных или монолитных бетонных  плит;  по  периметру

откоса устраивается бетонный лоток, соединенными с канализацией  эти-

лированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания  выпол-

няется по индивидуальному проекту.

 

Материалы для резервуарных конструкций

 

 

   1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров  должны  использо-

ваться металлы, обладающие гарантированными механическими характерис-

тиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому раз-

рушению при низких температурах и возможностью рулонирования  загото-

вок, повышенной коррозионной стойкости.

   1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь.  Ка-

чество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и  тре-

бованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, тех-

нических условий и удостоверяться  сертификатами  заводов-поставщиков

либо данными лабораторных испытаний.

   1.2.3. По состоянию поверхности листовая  сталь  должна  соответ-

ствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть

II, прил. 1, пп. 4, 5).

   1.2.4. Химический состав, механические  свойства  марок  стали  и

предельные отклонения по толщине листов металла  должны  соответство-

вать требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1, 1.2.2.

 

   Толщина листа, мм               3,5-3,9  3,9-5,5  5,5-7,5  7,5-10

   Предельные отклонения по

толщине листов стали при ши-

рине листа 1500-2000 мм                       +0,4     +0,4    +0,35

                                             -0,5     -0,6    -0,8

 

   Толщина листа, мм                10-12      12-25      25-30

   Предельные отклонения по

толщине листов стали при ши-

рине листа 1500-2000 мм              +0,4       +0,6       +0,6

                                    -0,8       -0,8       -0,9

 

   1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном обо-

рудовании допускается применять  синтетические,  резинотехнические  и

другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным тех-

ническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность;

набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических уг-

леводородов 40 % и более; морозо- и  теплостойкость;  водопоглощение;

влияние применяемых материалов на показатели качества  товарных  неф-

тепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси;

технологичность; накопление  статического  электричества;  плотность;

долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через мате-

риал). Эти материалы должны также  удовлетворять  требованиям  охраны

труда и пожарной безопасности.

 

Защита металлоконструкций от коррозии

 

 

   1.3.1. Коррозия стальных металлических резервуаров  резко  сокра-

щает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования,  снижает

срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и

может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

   1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных

резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят  нанесение

лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимичес-

кой катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

   Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью  корро-

зии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта  и  технико-экономи-

ческими показателями.

   1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо,  чтобы  оно

не влияло на качество нефтепродукта, обладало  стойкостью  к  воздей-

ствию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара.

Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок  к  металлу

резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это  покрытие  должно

удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

   1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструкций от  коррозии

должно соответствовать требованиям, приведенных в Указаниях по  защи-

те резервуаров от коррозии настоящих Правил (прил. 3).

 

                                                       Таблица 1.2.1

                   Химический состав марок стали

---------------------------------------------------------------------------------------------------

            ¦Марка ¦                    Содержание элементов, %

 ТУ, ГОСТ   ¦стали +------------------------------------------------------------------------------

            ¦      ¦    С    ¦    Мn   ¦    Si   ¦  S  ¦  P  ¦     Сr     ¦ Ni ¦Cu  ¦    V   ¦ N

-------------+------+---------+---------+---------+-----+-----+------------+----+----+--------+----

ТУ 14-2-75-72¦СТ3сп ¦   0,2   ¦ 0,4-0,7 ¦0,12-0,25¦0,045¦0,04 ¦Не более 0,3¦0,3 ¦ -  ¦    -   ¦ -

ГОСТ 380-71  ¦ВСТ2кп¦0,09-0,15¦0,25-0,5 ¦Не более ¦0,05 ¦0,04 ¦    0,3     ¦0,3 ¦0,3 ¦    -   ¦ -

            ¦      ¦         ¦         ¦  0,07   ¦     ¦     ¦            ¦    ¦    ¦        ¦

ГОСТ 380-71  ¦ВСТ3кп¦0,14-0,22¦0,3-0,6  ¦Не более ¦0,05 ¦0,04 ¦    0,3     ¦0,3 ¦0,3 ¦    -   ¦ -

            ¦      ¦         ¦         ¦  0,07   ¦     ¦     ¦            ¦    ¦    ¦        ¦

ГОСТ 380-71  ¦ВСТ3пс¦0,14-0,22¦0,4-0,65 ¦0,05-0,17¦0,05 ¦0,04 ¦    0,3     ¦0,3 ¦0,3 ¦    -   ¦ -

ГОСТ 380-71  ¦ВСТ3сп¦0,14-0,22¦0,4-0,15 ¦0,12-0,3 ¦0,05 ¦0,04 ¦    0,3     ¦0,3 ¦0,3 ¦    -   ¦ -

ГОСТ 23570-79¦ 18сп ¦0,14-0,22¦0,5-0,8  ¦0,15-0,3 ¦0,45 ¦0,04 ¦Не более 0,3¦0,3 ¦ -  ¦    -   ¦ -

ГОСТ 1050-74 ¦ 20пс ¦0,17-0,24¦0,35-0,65¦0,05-0,17¦0,04 ¦0,04 ¦Не более 0,3¦0,25¦ -  ¦    -   ¦ -

ГОСТ 1050-74 ¦ 20кп ¦0,17-0,24¦0,25-0,5 ¦Не более ¦0,04 ¦0,04 ¦Не более 0,3¦ -  ¦ -  ¦    -   ¦ -

            ¦      ¦         ¦         ¦  0,07   ¦     ¦     ¦            ¦    ¦    ¦        ¦

ГОСТ 19282-73¦ 09Г2С¦   0,12  ¦1,3-1,7  ¦ 0,5-0,8 ¦0,04 ¦0,035¦Не более 0,3¦0,3 ¦ -  ¦    -   ¦ -

ГОСТ 19282-73¦ 09Г2 ¦   0,12  ¦1,4-1,8  ¦0,17-0,37¦0,04 ¦0,035¦Не более 0,3¦ -  ¦ -  ¦0,07-0,3¦0,12

ГОСТ 19282-73¦16Г2АФ¦0,14-0,2 ¦1,3-1,7  ¦ 0,2-0,6 ¦0,04 ¦0,035¦    0,04    ¦0,3 ¦0,15¦        ¦ -

-------------+------+---------+---------+---------+-----+-----+------------+----+----+--------+----

                                                       Таблица 1.2.2

                    Механические свойства стали

-----------------------------------------------------------------------------------------

            ¦Марка¦Толщина¦Временное  ¦  Предел  ¦Относитель-¦Ударная вязкость, Дж/кв.см

 ТУ, ГОСТ   ¦стали¦ листа,¦сопротивле-¦текучести,¦ное удлине-+--------------------------

            ¦     ¦  мм   ¦ ние, МПа  ¦    МПа   ¦  ние, %   ¦   +20      -20     -40

-------------+-----+-------+-----------+----------+-----------+--------------------------

ТУ 14-2-75-72¦СТ3сп¦ До 12 ¦   370     ¦    225   ¦     22    ¦    -        -       -

ГОСТ 380-71  ¦СТ2кп¦ До 20 ¦ 320-410   ¦    215   ¦     33    ¦    -        -       -

ГОСТ 380-71  ¦СТ3кп¦ До 20 ¦ 360-460   ¦    235   ¦     27    ¦    -        -       -

ГОСТ 380-71  ¦СТ3пс¦ До 20 ¦ 370-480   ¦    245   ¦     26    ¦    69       29      -

ГОСТ 380-71  ¦СТ3сп¦ До 20 ¦ 370-480   ¦    245   ¦     26    ¦    69       29      -

ГОСТ 23570-79¦ 18сп¦ До 20 ¦ 370-540   ¦    235   ¦     25    ¦    -        29      -

ГОСТ 1050-74 ¦ 20пс¦ До 20 ¦   410     ¦    245   ¦     25    ¦    -        -       -

ГОСТ 1050-74 ¦ 20кп¦ До 20 ¦   410     ¦    245   ¦     25    ¦    -        -       -

ГОСТ 19282-73¦09Г2С¦ До 20 ¦   470     ¦    325   ¦     21    ¦    59       -       34

ГОСТ 19282-73¦ 09Г2¦ До 20 ¦   440     ¦    305   ¦     31    ¦    -        -       29

ГОСТ 19282-73¦16ГАФ¦ До 32 ¦   590     ¦    445   ¦     20    ¦    -        -       39

-------------+-----+-------+-----------+----------+-----------+--------------------------

 

 

Оборудование резервуаров

 

 

   1.4.1. На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от

назначения рекомендуемся устанавливать следующее оборудование,  отве-

чающее требованиям стандартов и предназначенное  обеспечить  надежную

эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов  от

испарения:

   дыхательные клапаны;

   предохранительные клапаны;

   огневые предохранители;

   приборы контроля и сигнализации (уровнемеры,  сниженные  пробоот-

борники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления  в

газовой среде);

   хлопушки;

   противопожарное оборудование;

   оборудование для подогрева;

   приемо-раздаточные патрубки;

   зачистной патрубок;

   вентиляционные патрубки;

   люки-лазы;

   люк световой;

   люк замерный.

   Горизонтальные  резервуары  могут  быть   оснащены    стационарно

встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами,  мешал-

ками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными труба-

ми, замерным люком и другими устройствами в соответствии  с  требова-

ниями проектов.

   1.4.2. Марка, тип оборудования и  аппаратуры,  размеры,  комплек-

тность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зави-

симости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения ре-

зервуара.

   Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от  воз-

действия климатических факторов внешней среды (температуры,  влажнос-

ти воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем мо-

ря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры  и  т.  д.)

должны соответствовать требованиям  ГОСТ  15150-69  и  ГОСТ  16350-80

(часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

   1.4.3. Требования по  устойчивости  к  воздействию  климатических

факторов внешней среды должны быть отражены в  нормативно-технической

документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к

ГОСТ 15150-69 (часть II, прил. 1, п. 7).

   1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуа-

ров должна соответствовать проектному избыточному давлению и  вакууму

и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (прил. 1, п. 9). По  устойчивос-

ти к воздействию климатических факторов внешней среды  клапаны  изго-

тавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80

(часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

   1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного лю-

ка следует установить штуцер с запорным устройством  для  подключения

мановакуумметра, автоматического  сигнализатора  предельных  значений

давления и вакуума или других приборов.

   1.4.6. Резервуары, которые в  холодный  период  года  заполняются

нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует  осна-

щать непримерзающими дыхательными клапанами.

   1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизон-

тальных резервуаров на вертикальные.

   1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не  оборудованных

средствами сокращения потерь от испарения,  под  дыхательные  клапаны

следует установить диски-отражатели.  Эффективность  дисков-отражате-

лей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния  от  нижней

кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

   Диаметр диска выбирают конструктивно из условия  свободного  про-

пуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр  кото-

рого соответствует диаметру клапана.

   Размеры Н и Д в зависимости  от  габаритов  дыхательных  клапанов

приведены в табл. 1.4.1.

 

                                                       Таблица 1.4.1

                      Марка диска-отражателя

---------------------------------------------------------------------

              ¦                Марка диска-отражателя

  Параметры   +-----------------------------------------------------

              ¦  КД-100   ¦   КД-150    ¦    КД-200    ¦  КД-250

---------------+-----------+-------------+--------------+------------

      Д       ¦    100    ¦     150     ¦      200     ¦    250

      Н       ¦    200    ¦     270     ¦      370     ¦    470

---------------+-----------+-------------+--------------+------------

 

   1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует  предусматривать

установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106  -

79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации  предприятий  Гос-

комнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38),

   1.4.10. Патрубки  приемо-раздаточные  и  замерного  люка   верти-

кальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов  дол-

жны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил.  1,  пп.  10,

11),

   1.4.11. Вязкие  нефтепродукты  должны  храниться  в  резервуарах,

имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами  подог-

рева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов  и  по-

жарную безопасность.

   1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в  зависимости  от

назначения и принципа действия.

   В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих ти-

пов:

   стационарные и переносные;

   общие и местные;

   трубчатые, циркуляционного подогрева;

   паровые, электрические и другие.

   1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойно-

го круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с  темпера-

турой вспышки паров выше 45 °С.

   1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтеп-

родуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необхо-

димой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнер-

гии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

   1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный  и  комбинированный

электроподогрев нефтепродуктов.

   Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружаю-

щего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его  в  холодное

время года, типа и способа установки резервуара.

   За расчетную температуру окружающего  воздуха  принимают  среднюю

температуру наиболее холодной пятидневки.

   1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют  в  том  случае,

когда объем суточной реализации нефтепродукта  равен  или  больше  30

%-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтеп-

родукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

   1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем,  что

нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагрева-

тельной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают  рав-

ным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

   Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в  сут-

ки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

   1.4.18. Комбинированный способ  электроподогрева  характеризуется

тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре  хра-

нения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточ-

ный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при су-

точной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

   Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемо-

му трубопроводу. Для  ускорения  заполнения  диаметр  соединительного

трубопровода должен быть не менее  250  мм.  Промежуточный  резервуар

оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резер-

вуара может быть непрерывным или периодическим.

   Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему  макси-

мально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар  должен

быть теплоизолирован.

   1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы,  используемые  в

резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.02-76

и раздела 7.14     Правил   технической   эксплуатации      нефтебаз

(прил. 1, пп.53, 39).

 

Автоматика и КИП

 

 

   1.5.1. Резервуары для нефти  и  нефтепродуктов  могут  оснащаться

следующими приборами и средствами автоматики:

   местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

   сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в  ре-

зервуаре;

   сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости  в  ре-

зервуаре;

   дистанционным измерителем средней температуры жидкости  в  резер-

вуаре;

   местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в райо-

не приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых  устройством

для подогрева жидкости;

   пожарными  извещателями  автоматического  действия  и  средствами

включения системы пожаротушения;

   дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

   сниженным пробоотборником;

   сигнализатором верхнего положения понтона;

   датчиком утечек.

   1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в

резервуарах,должны применяться системы измерительных устройств  (дис-

танционные уровнемеры "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и  другие,  сни-

женные пробоотборники), предусмотренные проектами.

   1.5.3. Сигнализаторы применяются для  контроля  сред.  В  типовых

проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых  нефтепродуктов

предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового ти-

па (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным  и  ниж-

ним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода

- светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля  сред,

имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под  атмосфер-

ным и избыточным давлениями до 58,8•104 Па. Они  предназначены  для

работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и от-

носительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при  более

низких температурах без конденсации влаги.

   1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических  операций  по

приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

   сигнализаторы СУУЗ-1,  контролирующие  заполнение  резервуара  до

максимально допустимого уровня;

   сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующи-

ми о достижении нефтепродуктом максимально допустимого  и  аварийного

уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с  дис-

петчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

   сигнализаторы  СУУЗ-3,  которые  отличаются  от  СУУЗ-2  наличием

третьего датчика, устанавливаемого на  25  мм  нижнего  обреза  прие-

мо-раздаточного патрубка;

   сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня разде-

ла вода - светлые нефтепродукты;

   ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1", слу-

жащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и  пе-

редачи информации на исполнительное устройство.

   Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой

вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения  стальных  верти-

кальных резервуаров вместимостью 100 - 400 м?. Допускается  приме-

нение других средств автоматизации, которые по  техническим  характе-

ристикам не уступают указанным.

   1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного  уровня,  передающий

сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельно-

го уровня, должен устанавливаться, обеспечивая  плавающей  крыше  или

понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

   1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует  ус-

танавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов  уров-

ня, работающих параллельно.

   1.5.7. В резервуарах, предназначенных  для  длительного  хранения

нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы макси-

мального уровня подтоварной воды.

   На трубопроводах откачки подтоварной воды должны  устанавливаться

сигнализаторы раздела жидкостей типа вода - нефть (нефтепродукт).

   1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки  при-

боров КИП, должны  иметь  отверстия,  обеспечивающие  тождественность

температур в резервуаре и внутри трубы.

   1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник  ста-

ционарный с перфорированной заборной  трубой  согласно  ГОСТ  2517-85

(часть II, прил. 1, п. 16).

   1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного  пар-

ка должна отвечать требованиям СНиП 11-106 - 79 (часть 11,  прил.  1,

п. 34).

   1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка кон-

трольно-измерительные приборы и автоматика должны  разрабатываться  с

учетом:

   свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапа-

зон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах про-

дуктов;

   диапазона измеряемого параметра;

   внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

   конструктивных особенностей резервуара (тип  резервуара,  вмести-

мость, высота, диаметр).

   1.5.12. Контрольно-измерительные системы  и  приборы  должны  эк-

сплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, ин-

струкций заводов-изготовителей.

 

 

Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

 

 

   1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара  считается  закончен-

ным при следующих условиях:

   конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его вы-

полнены в строгом соответствии с типовым проектам;

   оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта;

   металлоконструкции, сварочные материалы  соответствуют  действую-

щим стандартам или техническим условиям (на основании документов);

   монтаж конструкций выполнен в соответствии с  проектом  производ-

ства работ и технологическими картами;

   стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с ука-

заниями проекта.

 

   Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых  ре-

зервуарах, а также дооснащение ими  действующих  проводится  согласно

инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций  -  разра-

ботчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.

   Техническая документация на  синтетические  понтоны  должна  быть

представлена разработчиками проекта монтажникам до начала  монтажа  с

целью согласования возможных отступлений от проекта.

 

   1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет  спе-

циальная комиссия из представителей строительной и монтажной  органи-

зации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов.

   1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже ре-

зервуара, должны представить заказчику всю  техническую  документацию

на выполнение работы, в том числе:

   сертификаты (или их копии) на  стальные  конструкции  резервуара,

удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;

   данные о сварочных работах, проведенных при  изготовлении  резер-

вуара, и результаты проверки качества сварных соединений;

   акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству  изо-

лирующего слоя;

   результаты контроля сварных соединений резервуара в  соответствии

с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, прил. 1, п. 33).

   1.6.4. Для резервуаров с  понтоном  (плавающей  крышей)  дополни-

тельно должна быть представлена техническая документация на конструк-

цию уплотняющего затвора понтона и акты  испытаний  на  герметичность

плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической  документа-

ции на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из

синтетических материалов приводится характеристика примененного мате-

риала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и

т. д.

   1.6.5. Перед гидравлическими  испытаниями  резервуара  необходимо

проверить отклонение от проектных величин:

   фактических размеров основания и фундамента;

   геометрических размеров  и  формы  стальных  конструкций  (днища,

стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т. д.).

   Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций ре-

зервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18-75,  не  должны

превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.

 

                                                       Таблица 1.6.1

     Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров

---------------------------------------------------------------------

                                                ¦    Допустимое

           Наименование отклонений              ¦     отклонение

-------------------------------------------------+-------------------

                  Днище                         ¦

                                                ¦

Отклонение наружного контура днища от гори-     ¦  См. табл. 1.6.2

зонтали                                          ¦

Высота хлопунов днища (допускаемая площадь      ¦     Не более

одного хлопуна 2 м?)                             ¦      150 мм

                                                ¦

                  Стенка                        ¦

                                                ¦

Отклонение величины внутреннего радиуса стенки  ¦

на уровне днища от проектной при радиусе:        ¦

   до 12 м включительно                         ¦     ±20 мм

   свыше 12 м                                   ¦     ±30 мм

Отклонение высоты стенки от проектной, смонти-  ¦

рованной:                                        ¦

   из рулонной заготовки                        ¦     ±15 мм

   из отдельных листов                          ¦     ±50 мм

Отклонения образующих стенки от вертикали       ¦  См. табл. 1.6.3

Выпучины или вмятины на поверхности стенки      ¦  См. табл. 1.6.4

вдоль образующей                                 ¦

                                                ¦

          Понтон и плавающая крыша              ¦

                                                ¦

Отклонение  наружного контура понтона или пла-  ¦     ±20 мм

вающей крыши от горизонтали                      ¦

Отклонение направляющих понтона или плавающей   ¦       25 мм

крыши от вертикали                               ¦

Отклонение наружного кольцевого листа понтона   ¦     ±10 мм

или плавающей крыши  от вертикали  на  высоту    ¦

листа                                            ¦

                                                ¦

                 Кровля                         ¦

                                                ¦

Отклонение стрелок прогиба радиальных  элемен-  ¦     ±0,02

тов в центре и промежуточных узлах от проектных  ¦

(с учетом строительного подъема)                 ¦

Разность отметок смежных узлов радиальных ба-   ¦       10 мм

лок и ферм                                       ¦

-------------------------------------------------+-------------------

   Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или  плавающей

крыши не должна находиться выше уровня жидкости.

 

                                                       Таблица 1.6.2

 

       Допустимые отклонения (в мм) наружного контура днища

                          от горизонтали

---------------------------------------------------------------------

               ¦   При незаполненном     ¦      При заполненном

               ¦      резервуаре         ¦         резервуаре

               +-------------------------+--------------------------

 Вместимость   ¦  разность  ¦            ¦  разность   ¦

  резервуара   ¦   отметок  ¦  разность  ¦  отметок    ¦  разность

    м?         ¦  соседних  ¦  отметок   ¦  соседних   ¦  отметок

               ¦  точек на  ¦ любых дру- ¦  точек на   ¦ любых дру-

               ¦ расстоянии ¦ гих точек  ¦ расстоянии  ¦ гих точек

               ¦    6 м     ¦            ¦     6 м     ¦

----------------+------------+------------+-------------+------------

    Менее 700  ¦     10     ¦    25      ¦     20      ¦    40

  700 - 1 000  ¦     15     ¦    40      ¦     39      ¦    60

2 000 - 5 000  ¦     20     ¦    50      ¦     40      ¦    80

10 000 - 20 000 ¦     10     ¦    50      ¦     30      ¦    80

30 000 - 50 000 ¦     15     ¦    50      ¦     30      ¦    80

----------------+------------+------------+-------------+------------

 

   1.6.6. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши  дол-

жен быть измерен на уровне верхней кромки  стенки  с  целью  разметки

мест крепления элементов уплотняющих затворов.

   1.6.7. Отклонение от вертикали наружной  стенки  коробов  понтона

или плавающей крыши необходимо определять в зонах  вертикальных  сты-

ков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опус-

каемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми деления-

ми.

   Горизонтальность верхней кромки наружной  стенки  короба  понтона

или плавающей крыши необходимо определять  нивелированием  на  каждом

коробе не менее чем в трех точках.

   Вертикальность направляющих стоек  плавающей  крыши  или  понтона

должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от  верха  направ-

ляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить че-

рез центр направляющего патрубка короба.

   1.6.8. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов  пон-

тона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши  и

стенки резервуара следует измерять в зоне стыков  между  поясами  (на

расстоянии 50-100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а  при

необходимости - между швами линейкой с миллиметровыми делениями.  Ре-

зультаты измерений сопоставляют с проектными данными.

 

                                                       Таблица 1.6.3

 

    Допустимые отклонения (+- мм) образующих стенки резервуара

                           от вертикали

   ---------------------------------------------------------------¬

   ¦            ¦                     Номер пояса                 ¦

   ¦  Резервуар +-------------------------------------------------+

   ¦            ¦ I ¦II ¦III¦IV ¦ V ¦VI ¦VII¦VIII¦IX ¦ X ¦XI ¦XII ¦

   +------------+---+---+---+---+---+---+---+----+---+---+---+----+

   ¦                  Для резервуаров высотой                     ¦

   ¦                                                              ¦

   ¦ С понтона- ¦10 ¦20 ¦30 ¦40 ¦45 ¦50 ¦55 ¦ 60 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ -  ¦

   ¦ ми или пла-¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦    ¦   ¦   ¦   ¦    ¦

   ¦ вающими    ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦    ¦   ¦   ¦   ¦    ¦

   ¦ крышами    ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦    ¦   ¦   ¦   ¦    ¦

   ¦              Для резервуаров высотой до 18м                  ¦

   ¦                                                              ¦

   ¦ То же      ¦10 ¦20 ¦30 ¦40 ¦45 ¦50 ¦55 ¦ 55 ¦55 ¦55 ¦60 ¦60  ¦

   ¦            ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦    ¦   ¦   ¦   ¦    ¦

   ¦              Для резервуаров высотой до 12м                  ¦

   ¦                                                              ¦

   ¦ Другие     ¦15 ¦30 ¦40 ¦50 ¦60 ¦70 ¦80 ¦ 90 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ -  ¦

   ¦ типы       ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦   ¦    ¦   ¦   ¦   ¦    ¦

   ¦             Для резерву аров высотой до 18 м                 ¦

   ¦                                                              ¦

   ¦ То же      ¦15 ¦30 ¦40 ¦50 ¦60 ¦60 ¦70 ¦ 70 ¦70 ¦80 ¦80 ¦90  ¦

   L------------+---+---+---+---+---+---+---+----+---+---+---+-----

 

   Примечания: 1. Измерения проводится для каждого пояса на расстоя-

нии до 50 мм от верхнего горизонтального шва.

   2. Проверка отклонений проводится не  реже,  чем  через  6  м  по

окружности резервуара.

   3. Для 20 % образующих (по которым проводится  контроль  отклоне-

ний) резервуаров с понтонами или плавающими  крышами  допускаются  на

уровне восьмого  пояса  отклонения ±90 мм, а для резервуаров  других

конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклоне-

ние определяется по интерполяции.

   4. При определении отклонений учитывается телескопичность  стенки

резервуаров, смонтированных полистовым способом.

   5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м.

В случае применения листов другой ширины предельные отклонения  обра-

зующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по ин-

терполяции.

                                                       Таблица 1.6.4

 

              Допустимые величины выпучин или вмятин

           на поверхности стенки вдоль образующей, ± мм

---------------------------------------------------------------------

     Расстояние от нижнего         ¦

   до верхнего края выпучины       ¦     Допускаемая величина

        или вмятины, мм            ¦      выпучин или вмятин

------------------------------------+--------------------------------

      До 1500 включительно         ¦              15

      Свыше 1500 до 3000           ¦              30

      Свыше 3000 до 4500           ¦              45

------------------------------------+--------------------------------

 

   1.6.9. Вертикальные сварные швы первого пояса  стенки  резервуара

не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками;  швы

приварки отдельных элементов оборудования  рекомендуется  располагать

не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных  соединений  стенки

не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

   1.6.10. В резервуарах вместимостью 1000 м? и  более  на  одном

листе стенки при площади не менее 7 м? не следует  выполнять  более

четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева  ре-

зервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имею-

щей других врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при

этом в одном листе допускается установка  не  более  восьми  штуцеров

диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 м? (включи-

тельно) оборудование может быть расположено с учетом удобства  разме-

щения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил.

   1.6.11. 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  верти-

кальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм.

   1.6.12. Врезка и приварка патрубков  резервуарного  оборудования,

устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены  до  проведе-

ния гидравлического испытания резервуара.

   Усилительные воротники резервуарного  оборудования  должны  иметь

ширину не менее 150 мм.

   1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-

камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просве-

чиванием проникающими излучениями применяют:

   в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, про-

веряя 100 % пересечений вертикальных и  горизонтальных  швов  сварных

соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II, III и IV, а на

монтажной площадке  вертикальные  монтажные  швы  стенок  резервуаров

вместимостью от 2000 до 20 000 м?;

   в резервуарах, сооружаемых  полистовым методом, проверяя все сты-

ковые соединения I и низа II поясов и 50 % соединений поясов II,  III

и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с  горизон-

тальными;

   для всех стыковых соединений окраек днищ в  местах  примыкания  к

ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

   Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм  и  бо-

лее разрешается проводить контроль  ультразвуковой  дефектоскопией  с

последующим просвечиванием проникающими излучениями участков  швов  с

признаками дефектов.

   1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетво-

рять следующим требованиям:

   иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность  (без  наплы-

вов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к  основному

металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки,  угло-

вые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу;  наплав-

ленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и де-

фектов;

   глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при

толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм;

   все кратеры должны быть заварены.

   1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не дол-

жны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ  8713-79,  ГОСТ

14771-76 (прил 1, пп. 12, 13, 14).

   1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с  металлическими  или

синтетическими понтонами необходимо проверить:

   величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плот-

ность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб

ручного замера, ПСР и центральной стойки;

   состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не  допус-

каются);

   состояние коробов, поплавков и др.;

   наличие крепления заземления;

   крепление секций затвора с кольцом  жесткости;

   соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по  пе-

риметру;

   наличие защиты от статического электричества;

   работоспособность конструкции затвора;

   работоспособность дренажных устройств; работоспособность  уровне-

мера, пробоотборника.

 

 

Требования при испытании резервуаров

на герметичность и прочность

 

 

   1.7.1. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после  испыта-

ния резервуаров на герметичность и прочность с полностью  установлен-

ным на них оборудованием, внешнего осмотра  и  установления  соответ-

ствия представленной документации требованиям проекта.

   1.7.2. Перед  проведением  гидравлических  испытаний  резервуаров

необходимо закончить работы по устройству ливневой  канализации.  Пе-

ред началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации сле-

дует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение).

   1.7.3. При проведении гидравлических испытаний необходимо  разра-

ботать мероприятия по осмотру состояния резервуара,  для  чего:

   усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особен-

но утора и площадки вокруг железобетонного кольца;

   организовать круглосуточную  охрану  резервуара  для  обеспечения

сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;

   обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

   на командном пункте организовать надежную телефонную связь с  ох-

Внимание! Это не полная версия документа. Полная версия доступна для скачивания.