ВКР_Техн. сооружения РГС. Техническое задание на проектирование горизонтального резервуара, правила эксплуатации и обслуживания горизонтальных резервуаров
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
; Д - Патрубок раздачи; Ж - Клапан дыхательный; И - Патрубок слив- ной. 18 Корпус резервуара установлен на двух седловых опорах (ложементах) Транспортируемая жидкость находится под избыточным давлением, величи- на которого может составлять 0,2 МПа и более Транспортировка продукта, как правило, производится по пересеченной местности, вследствие чего ин- тенсивность динамической составляющей механической нагрузки может быть достаточно высокой К прочностным параметрам конструкции предъяв- ляются повышенные требования (рисунок 3). Рисунок 3 - Резервуар для хранения и транспортировки горючесмазочных материалов 1.2.1 Основные типы и параметры: По конструктивным особенностям резервуары подразделяют на типы: - резервуар горизонтальный стальной одностенный (РГС); - резервуар горизонтальный стальной двухстенный (РГСД). Резервуары могут быть однокамерными и многокамерными (с внут- ренними герметичными перегородками). Рекомендуемые объемы резервуаров V: 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 40, 50, 60, 75, 100 м 3 . Основные типоразмеры резервуаров должны соответство- вать транспортным габаритам и устанавливаться в технических условиях (ТУ) предприятий-изготовителей. 19 1.2.2 Корпуса резервуаров Одностенные корпуса Обечайки стенки резервуара допускается изготавливать из вальцован- ных заготовок методом рулонирования или комбинированным методом. Стенка корпуса резервуара должна изготавливаться из свальцованной по заданному радиусу заготовки, сваренной в нижнем положении из не- скольких листов. Расстояние между продольными сварными швами должно быть не менее 100 мм. При рулонном изготовлении стенки из предварительно сваренных заго- товок замыкающий продольный шов должен быть стыковым двусторонним и располагаться в верхней части резервуара. После сборки и сварки обечаек стенка резервуара (без днища) должна соответствовать следующим требованиям: а) отклонение по длине - не более ± 0,3 % номинальной длины, но не более ± 75 мм; б) отклонение от прямолинейности - не более 2 мм на длине 1 м, но не более 30 мм на длине стенки более 15 м. Отклонение внутреннего (наружного) диаметра стенки резервуара до- пускается не более ± 1 % номинального диаметра, если в технической доку- ментации на резервуар не указаны более жесткие требования. Двухстенные корпуса Для подземного расположения резервуаров используются резервуары с двухстенными корпусами. Расстояние между стенками должно быть не менее 4 мм и обеспечиваться использованием вальцованного прямоугольного про- филя, приваренного к внутренней стенке резервуара. Наружная стенка двустенного резервуара должна выполняться поли- стовым методом или методом рулонирования. Замыкающие продольные и поперечные швы обечайки при полистовом методе должны быть выполнены встык на подкладках. Замыкающий шов при рулонном методе выполняется встык на подкладке или внахлест [12]. 20 1.2.3 Конструктивные решения днищ резервуаров Днища резервуаров должны быть: - плоские отбортованные и не отбортованные; - конические отбортованные и не отбортованные. Основные типы и размеры днищ: - конические отбортованные по ГОСТ 12619, ГОСТ 12621; - конические неотбортованные по ГОСТ 12620; - плоские отбортованные по ГОСТ 12622; - плоские неотбортованные по ГОСТ 12623; - допускаются другие типы и размеры по согласованию с заказчиком. Рисунок 4 – Днище резервуара Пример условного обозначения: Днище плоское ДП-1000-150-35-10; Внут- ренний диаметр (D) 1000мм; Радиус закатки (r) 150мм; Высота прямого уча- стка (h) 35мм; Толщина листа (s) 10мм (рисунок – 4). 1.2.4 Межкамерные перегородки Межкамерные перегородки должны быть двойными во избежание переме- шивания нефтепродуктов, содержащихся в соседних камерах, в случае нару- шения герметичности одной из перегородок. Для контроля герметичности межстенного пространства, а также межкамерных перегородок резервуаров следует использовать газообразный азот или специальные жидкости, соответствующие следующим требованиям: 21 плотность жидкости должна быть выше плотности нефтепродукта, темпера- тура вспышки жидкости не должна быть ниже 100 °С, жидкость не должна вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в конст- рукции резервуара, и нефтепродуктом [13]. Диафрагмы, кольца жесткости Треугольные диафрагмы следует устанавливать внутри резервуара в местах расположения опорных ложементов. Крепление элементов диафрагм к фасонкам выполняется с использованием сварки или болтовых соединений. Допускается замена треугольных диафрагм сплошными кольцами тав- рового сечения, обеспечивающими прочность и жесткость опорных сечений резервуара. При этом необходимо предусмотреть возможность слива остат- ков хранимого продукта из придонных секций резервуара. Установку колец жесткости проводят при условии, что отношение (R - радиус обечайки корпуса резервуара, t - толщина обечайки), а расстояние между ними - 1,5 - 1,8 м в зависимости от ширины вальцованных листов обечайки. В качестве промежуточных колец жесткости следует при- менять неравнополочные уголки по ГОСТ 8510 сечением: при V 3 - не более L80×60; при V ≥ 50 м 3 -не более L 100×63. 1.2.5 Оборудование резервуара Номенклатура устанавливаемого на резервуаре оборудования должна регла- ментироваться технологической частью проектной документации на резервуар. В верхней части однокамерных резервуаров должны располагаться люк-лаз (D y 800) и патрубок для установки оборудования. Применительно к двустенным резервуарам (подземное расположение) люки и патрубки долж- ны быть вынесены на высоту 200 мм над поверхностью земли. Для многока- 22 мерных резервуаров люки-лазы и технологические патрубки должны быть установлены на каждой камере. Все отверстия в корпусе и днище резервуара для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками, расположенными по периметру отверстий. Толщину накладок принимают равной толщине корпуса или дни- ща резервуара. Допускается установка патрубков условным проходом не бо- лее 50 мм включительно без усиливающих накладок. Диаметр усиливающих накладок должен быть не менее двух диаметров люков или патрубков [14]. 2. Анализ методов проектирования горизонтальных резервуаров 2.1 Требования к проектированию 2.1.1 Основные требования Плотность хранимых в резервуарах нефтепродуктов не более 1300 кг/м 3 Температуры хранимых продуктов: максимальная - не выше плюс 90°С, ми- нимальная - не ниже минус 65 °С. Рабочее избыточное давление - не более 0,07 МПа (0,7 кг/см 2 ) для ре- зервуаров с коническими днищами и 0,04 МПа (0,4 кг/см 2 ) - для резервуаров с плоскими днищами; рабочее относительное разрежение в газовом про- странстве не должно превышать 0,001 МПа (0,01 кг/см 2 ). Сейсмичность района строительства - не более 7 баллов по картам ОСР-97 при сейсмичности более 7 баллов необходимо выполнение специ- альных расчетных и конструктивных мероприятий, соответствующих требо- ваниям действующих нормативных документов, регламентирующих строи- тельство зданий и сооружений в сейсмических районах. Резервуары в неводонасыщенных грунтах обратной засыпки устанав- ливают при следующих условиях: 23 а) плотность грунта - не более 1700 кг/м 3 ; б) угол естественного откоса - 30°; в) максимальная высота засыпки грунта над верхней образующей стенки - 1200 мм при отсутствии временных нагрузок на поверхности (кроме снегово- го покрова). Резервуары в водонасыщенных грунтах обратной засыпки устанавли- вают при следующих условиях: а) плотность грунта - не более 1100 кг/м 3 с учетом взвешивающего дейст- вия воды; б) коэффициент пористости грунта - 0,4; в) высота засыпки грунта над верхней образующей стенки-до 1200 мм при отсутствии временных нагрузок на поверхности (кроме снегового покрова); г) уровень грунтовых вод - на дневной поверхности земли. 2.1.2 Расчетные требования Элементы горизонтального цилиндрического резервуара надземного расположения подвергаются воздействию следующих основных нагрузок: - гидростатическое давление жидкости; - избыточное давление паров жидкости; - относительный вакуум; - собственная масса резервуара; - сейсмическое воздействие. Снеговая нагрузка не учитывается ввиду ее незначительного значения. Ветровая нагрузка должна учитываться применительно к пустому резервуару для предотвращения его опрокидывания за счет принятия конструктивных решений. Для резервуаров подземного расположения должны учитываться вы- шеперечисленные нагрузки плюс плотность грунта и снегового покрова. 24 При расположении резервуара в водонасыщенных грунтах должно учи- тываться возможное всплытие пустого резервуара, для чего необходимо пре- дусмотреть его анкеровку [15]. При определении продольного нормального усилия (напряжения) в стенке надземного резервуара от действия перечисленных нагрузок допуска- ется рассматривать двухопорную балку кольцевого сечения. В данном случае расстояние между опорами l 0 должно быть l 0 = 0,586 l p , где l p является полной длиной резервуара. Для принятого случая расчетный момент М р в опасном сечении корпу- са (в пролете или на опоре) будет составлять где р - равномерно распределенная нагрузка от массы резервуара и продукта. Соответствующие меридиональные напряжения а 1 в корпусе резервуа- ра должны соответствовать требованию. Минимальная конструктивная толщина стенки корпуса надземного ре- зервуара должна быть не менее 4 мм, а подземного - не менее 5 мм. Для резервуаров надземного и подземного расположения требуется проводить поверочный расчет устойчивости стенки резервуара. 2.1.3 Требования к выбору стали Все конструктивные элементы резервуаров по требованиям к материа- лам подразделяют на основные и вспомогательные. К основным конструкциям относят: стенки, днища, перегородки, опор- ные диафрагмы и кольца жесткости, люки, патрубки, усиливающие накладки, опоры. К вспомогательным конструкциям относят: лестницы, площадки, пере- ходы и ограждения. Материалы по химическому составу, механическим свойствам и хладо- стойкости должны соответствовать требованиям настоящего стандарта, про- ектной документации и ТУ на изготовление резервуаров [16]. 25 Качество и характеристики материалов должны подтверждаться соот- ветствующими сертификатами. Для основных конструкций резервуаров должна применяться только углеродистая (полностью раскисленная) сталь обыкновенного качества или низколегированная. Для вспомогательных конструкций с учетом температурных условий эксплуатации допускается применение углеродистой полуспокойной и кипя- щей сталей [17]. Листовой прокат углеродистых сталей обыкновенного качества и угле- родистых низколегированных сталей следует применять с содержанием серы не более 0,04 % и массовой долей фосфора не более 0,035 % . Выбор марки стали для конкретного сооружения определяется расчет- ной температурой металла. За расчетную температуру металла следует при- нимать наиболее низкое из двух следующих значений: 1) минимальная температура складируемого продукта; 2) температура наиболее холодной пятидневки для района строительства. Хладостойкость стали определяют при испытаниях на ударный изгиб по ГОСТ 9454. Для района строительства с расчетной температурой минус 40 °С и выше для основных конструкций допускается использовать малоуглероди- стую сталь С245 по ГОСТ 27772. Требования к ударной вязкости сталей: - KCU +20 ≥ 78 Дж/см 2 ; KCU -20 ≥ 39 Дж/см 2 ; - KCV +10 ≥ 34 Дж/см 2 Для района строительства с расчетной температурой ниже минус 40 °С для основных конструкций должна использоваться низколегированная сталь С345 по ГОСТ 27772. Требования к ударной вязкости сталей: а) при расчетной температуре от минус 40 °С до минус 49 °С включитель- но: 26 - KCU -50 ≥ 39 Дж/см 2 ; - КСV -20 ≥ 39 Дж/см 2 ; б) при расчетной температуре от минус 50 °С до минус 65 °С: - KCU -70 ≥ 29 Дж/см 2 ; - KCV -25 ≥ 29 Дж/см 2 Углеродный эквивалент стали С э для основных конструкций не должен превышать 0,43 %. Класс сплошности листового проката корпусов резервуаров должен со- ответствовать классу 1 по ГОСТ 22727. 2.1.4 Требования к сварочным материалам Характеристики сварочных материалов, применяемые для изготовле- ния резервуаров, должны соответствовать требованиям стандартов, ТУ и ра- бочей документации на резервуары. Качество и характеристики сварочных материалов должны быть под- тверждены соответствующими сертификатами. При отсутствии сертификата на сварочные материалы необходимо их проверять на соответствие требова- ниям стандартов и ТУ [18]. 2.2. Изготовление конструкций резервуаров 2.2.1 Общие требования При изготовлении конструкций резервуаров должны соблюдаться тре- бования настоящего стандарта, ТУ конкретного предприятия-изготовителя, а также требования утвержденных технологических операционных карт и про- ектной документации. В заказе на поставку металла для резервуаров должны быть указаны следующие требования: марка стали и вид проката по нормативным доку- ментам на конкретные виды проката и марки стали, включая требуемые ха- 27 рактеристики (механические свойства, ударную вязкость, углеродный экви- валент С э ). Металл, предназначенный для изготовления резервуара, не должен иметь трещин, закатов, раковин, плен, расслоений и других дефектов. Допускается зачистка поверхности металлопроката для конструкций резервуара на глубину, не превышающую значений минусового допуска на толщину листа или трубы. Листовой прокат, предназначенный для изготовления элементов кон- струкций резервуара, должен соответствовать требованиям ГОСТ 19903. По точности прокатки: - по толщине (до 12 мм) - нормальной точности Б; - по плоскостности - нормальной ПН. В случае, если в документации не указываются более жесткие требова- ния, следующие предельные отклонения размеров заготовок устанавливают по ГОСТ 25346: - для отверстий Н16; 2.2.2 Сварка конструкций Заводскую сварку конструкций резервуаров следует выполнять в соот- ветствии с утвержденным технологическим процессом, в котором должны быть предусмотрены: - требования к форме и подготовке кромок свариваемых деталей; - способы и режимы сварки, качество сварочных материалов, последова- тельность выполнения технологических операций [19]. Применяемый вид сварки конструктивных элементов сварных соеди- нений и швов должен соответствовать требованиям: - для ручной дуговой сварки - сварные соединения по ГОСТ 5264, сварные соединения под острыми и тупыми углами по ГОСТ 11534; - для автоматической и механизированной сварки под флюсом - сварные соединения по ГОСТ 8713; 28 - для дуговой сварки в среде защитных газов - сварные соединения по ГОСТ 14771, сварные соединения под острыми и тупыми углами по ГОСТ 23518. Аттестацию сварочных материалов и технологии сварки конструктив- ных элементов резервуара проводят с использованием соответствующих процедур. Способы и режимы сварки элементов конструкций резервуара должны обеспечивать уровень механических свойств и хладостойкости сварных со- единений, предусмотренных требованиями проектной документации и на- стоящего стандарта. Сварные швы должны быть прочноплотными. Прерыви- стые сварные швы при сварке корпусов резервуаров не допускаются. Сварка резервуаров при отрицательных температурах (ниже минус 20 °С) должна выполняться с подогревом до 120 °С - 160 °. 2.2.3 Сварные соединения и швы Термины и определения сварных соединений принимать в соответст- вии с нормативными документами на сварку. Стыковое соединение - сварное соединение двух элементов, примы- кающих друг к другу торцевыми поверхностями. Угловое соединение - сварное соединение двух элементов, располо- женных под углом и сваренных в месте их примыкания. Нахлесточное соединение - сварное соединение двух элементов, рас- положенных параллельно и частично перекрывающих друг друга. Тавровое соединение - сварное соединение, в котором торец одного элемента приварен под прямым углом к боковой поверхности другого эле- мента. Термины и определения сварных швов. Стыковой шов - сварной шов стыкового соединения с различной раз- делкой кромок: прямоугольной, Х-образной, К-образной, V -образной. 29 Угловой шов - сварной шов углового, нахлесточного или таврового со- единения. 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 сваривае- мых элементов. Конструктивные элементы сварных соединений и швов, как правило, должны соответствовать требованиям стандартов на применяемый вид свар- ки: для ручной дуговой сварки; для автоматической и полуавтоматической сварки под флюсом; для дуговой сварки в среде защитных газов. Общие требования к сварным соединениям Сварные швы соединений должны быть плотнопрочными и соответст- вовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, отно- сительному удлинению, ударной вязкости, углу загиба. Для улучшения коррозионной стойкости металл шва и основной металл по химическому составу должны быть близки друг к другу. Технологию сварки следует выбирать таким образом, чтобы избежать возникновения значительных сварочных деформаций и перемещений эле- ментов конструкций. Ограничения на сварные соединения и швы Прихватки не рассчитываются на силовые воздействия. Стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не пре- вышающей значений, указанных в таблице могут выполняться так же, как и 30 деталей одинаковой толщины; конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине. Таблица 3 – толщина деталей 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 выби- рать по меньшей толщине. 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. Максимальные катеты угловых сварных швов не должны превышать 1,2 толщины более тонкой детали в соединении. Для деталей толщиной 4 - 5 мм катет углового сварного шва должен быть ра- вен 4 мм. Для деталей большей толщины катет углового шва определяется расчетом или конструктивно, но должен быть не менее 5 мм. Заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык. Нахлесточное соединение со сваркой с одной стороны допускается при сбор- ке 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 нахлест- ки 5 t , но не менее 30 мм. 31 Применяемые соединения Вертикальные соединения стенки. Вертикальные соединения стенки должны быть стыковыми с полным про- плавлением по толщине листов: Рисунок - 5 Вертикальные стыковые соединения стенки а - без разделки кромок; б - со скосом двух кромок; в - с двумя скосами кро- мок; 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 (рисунок 5). Для резервуаров II и III класса при изготовлении стенки из рулонных полот- нищ допускаются вертикальные заводские и монтажные стыковые соедине- ния без смещения. Расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее: до вертикальных швов - 250 мм, до горизонтальных швов - 100 мм. Вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища [20]. Горизонтальные соединения стенки. Горизонтальные соединения листов должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением (рисунок 6). 32 Рисунок 6 - 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 лис- та нижележащего пояса. Взаимное расположение листов соседних поясов ус- танавливается проектом. Соединения днища Стыковые соединения применяются при заводском изготовлении руло- нируемых полотнищ днищ. Стыковые соединения на остающейся подкладке применяются для сварки кольцевых окраек, а также при полистовой сборке центральной части днищ. 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 [21]. 33 Рисунок 7 - Соединения полотнищ днища Рисунок 8 - Соединение листов центральной части днища Рисунок 8 - Соединение центральной части с окрайками днища 34 Соединение днища со стенкой. Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. Для ре- зервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки 20 мм и менее рекомен- дуется тавровое сварное соединение без разделки кромок. Размер катета каж- дого углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки (рисунок 7). Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки более 20 мм должно применяться тавровое сварное соединение с разделкой кромок. Сварные швы должны выполняться, как минимум, в два прохода [22]. 35 Рисунок 9 - Соединение днища со стенкой. Соединение листов крыши. Для соединения листов крыши применяются стыковые и нахлесточные со- единения. Соединения стационарной крыши со стенкой резервуара (рисунок 9). 36 Требования к сварным соединениям Механические свойства сварных соединений должны быть не менее: - временное сопротивление разрыву при температуре 20 °С - не менее значе- ния временного сопротивления основного металла по стандарту или техниче- ским условиям на конкретную марку стали; - ударная вязкость - не менее: KCU+20 ≥ 78 Дж/см2, KCU-20 ≥ 39 Дж/см2. В сварных соединениях не допускаются следующие дефекты: - трещины всех видов; - свищи и пористость наружной поверхности шва; - подрезы глубиной более 0,25 мм, протяженность более 10 % длины шва; - наплывы, прожоги и незаплавленные кратеры; - смещение кромок свариваемых элементов более 10 % номинальной толщи- ны свариваемых элементов; - угловатость f в стыковых сварных соединениях более f = (0,1t + 3) мм ме- стный внутренний непровар, расположенный в зоне смыкания корневых швов, глубиной более 10 % толщины стенки и суммарной протяженностью более 5 % длины шва. Контроль качества сварных соединений Общие требования Контроль качества поверхностей резервуара на наличие трещин, закатов, расслоений, снижающих качество продукции, следует проводить визуальным осмотром [23]. Контроль качества сварных соединений следует проводить: а) визуальным осмотром и измерением; 37 б) механическими испытаниями; в) физическими методами; г) методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии. Визуальный контроль, включая измерения, необходимо проводить после очистки швов и прилегающих поверхностей от шлака, брызг и других загряз- нений. Контролю и измерению подлежат все сварные швы для выявления на- ружных недопустимых дефектов [24]. Механические испытания Механические испытания следует проводить на контрольных стыковых со- единениях: - растяжение при температуре 20 °С - на двух образцах; - изгиб при температуре 20 °С - на двух образцах; - ударная вязкость KCU-20 - на двух образцах (околошовная зона). Контроль физическими методами Метод контроля качества сварных соединений элементов резервуара опреде- ляется в соответствии с требованиями нормативных документов по промыш- ленной безопасности. Обязательному радиографическому или ультразвуко- вому контролю подлежат: а) стыковые, угловые, тавровые сварные соединения, доступные для этого контроля в объеме не менее 25 %; б) места пересечений сварных соединений. Места контроля сварных соединений физическими методами должны быть указаны в рабочей документации на резервуар. 38 Цветная и магнитопорошковая дефектоскопия Цветной и магнитопорошковой дефектоскопией контролируют сварные швы конструктивных элементов, недоступные для осуществления контроля физи- ческими методами. Объем контроля определяется в соответствии с требова- ниями нормативных документов по промышленной безопасности и проект- ной документации на конкретный резервуар [25]. Контрольные сварные соединения для аттестации технологии сварки Данные сварные соединения контролируют физическими методами по всей их длине. Для оценки качества технологического процесса сварки выполняют механи- ческие испытания образцов, вырезанных из контрольных сварных соедине- ний. 2.2.4 Испытания резервуаров Гидравлическому испытанию подвергают резервуары после их изго- товления до нанесения антикоррозионной защиты [4]. Гидравлическое испытание резервуаров, транспортируемых частями и монтируемых на производственных площадках, допускается проводить после их монтажа. Испытательное давление резервуаров должно составлять 1,25 рабочего. Предельное отклонение значения испытательного давления не должно пре- вышать ± 5 %. Время выдержки под гидравлическим испытательным давлением должно быть не менее 10 мин. После выдержки давление снижают до рабо- чего, при котором проводят визуальный осмотр наружной поверхности и проверку герметичности сварных и разъемных соединений [7]. 39 Допускается гидравлические испытания заменять пневматическими давлением 0,07 МПа для резервуаров с коническими днищами и 0,04 МПа - с плоскими днищами. Контроль герметичности резервуаров при пневмоиспытаниях прово- дится методом обмыливания 100 % сварных швов и разъемных соединений. При проведении пневматических испытаний необходимо обеспечить специальные мероприятия по безопасности. Контроль герметичности наружной (защитной) стенки двухстенного резервуара должен проводиться с использованием пневмоиспытаний под давлением до 0,001 МПа методом обмыливания 100 % сварных швов [13]. Контроль сварных швов на герметичность допускается проводить ка- пиллярным методом (смачиванием керосином) в объеме 100 % швов. Время выдержки при испытании смачиванием керосином должно быть: - в нижнем положении сварного шва - не менее 25 мин; - в потолочном вертикальном положении сварного шва - не менее 35 мин. Перед испытанием контролируемые сварные швы и прилегающие участки основного метала должны быть очищены от шлака и загрязнений. Результаты испытаний считают удовлетворительными, если в процессе их проведения отсутствуют: - падение давления по показаниям манометра; - отпотины, течи, пузырьки воздуха; - признаки разрыва. 40 Требования к защите резервуаров от коррозии Антикоррозионная защита наружной и внутренней поверхностей должна проводиться в соответствии с требованиями рабочей документации на резер- вуар. Срок службы и обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров Общий срок службы резервуаров должен обеспечиваться выбором материа- ла, учетом температурных и коррозионных воздействий, нормированием де- фектов сварных соединений, допусками на изготовление и монтаж металло- конструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента об- служивания [26]. Расчетный срок службы резервуаров регламентируется коррозионным изно- сом конструкций. При наличии антикоррозионной защиты конструкций расчетный срок служ- бы резервуара должен обеспечиваться установленной в проектной докумен- тации системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок служ- бы не менее восьми лет [5]. Общий срок службы резервуара назначается заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с заказчиком. Общий срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров. Регламентные работы должны включать в себя диагностирование: металло- конструкций; основания; фундамента (для наземных) резервуаров; всех ви- дов оборудования, обеспечивающих безопасную эксплуатацию резервуара в целом [27]. 41 Обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утвержденной руководителем экс- плуатирующего предприятия. Безопасность эксплуатации резервуара должна обеспечиваться прове- дением регулярного диагностирования с оценкой технического состояния, испытаний и проведением (при необходимости) ремонтов [1]. Периодичность частичного диагностирования, включающего в себя на- ружный и внутренний осмотр резервуара, - не реже одного раза в четыре го- да. Полное диагностирование, включающее в себя проверку физическими методами сварных швов рабочего корпуса резервуара и проведения испыта- ний резервуара на герметичность, должно проводиться не реже одного раза в восемь лет. Диагностирование резервуаров должно проводиться аттестованными специалистами экспертной организации, имеющей лицензию надзорного ор- гана по промышленной безопасности [17]. Конкретные сроки диагностирования назначаются экспертной организацией. Правила приемки Каждый резервуар принимают по следующим параметрам: - соответствие габаритных и присоединительных размеров; - качество материалов, сварных швов; - результаты испытаний; - качество антикоррозионного покрытия; 42 - комплектность резервуара, его маркировка, консервация. Комплектность поставки В комплект поставки резервуара должны входить: - резервуар (в сборе или отправочными марками); - паспорт, оформленный в соответствии с ГОСТ 2.601; -комплектующие резервуара согласно рабочей документации; - документация; - ведомость комплектации. Транспортная маркировка На резервуар должна быть нанесена транспортная маркировка, включающая в себя манипуляционные знаки, основные, дополнительные и информацион- ные надписи. Размеры знаков, объем основных, дополнительных и информационных над- писей, а также место и способы нанесения транспортной маркировки - по ГОСТ 14192. Транспортирование и хранение Резервуары перевозят любым видом транспорта в соответствии с пра- вилами, действующими на транспорте конкретного вида. Все отверстия, патрубки, штуцеры и присоединительные фланцы оборудования, а также постановочных блоков и узлов резервуаров закрывают пробками или заглушками для защиты от повреждений и загрязнений уплот- нительных поверхностей. При отгрузке сосудов без тары техническая документация крепится не- посредственно к резервуару [28]. 43 Условия транспортирования и хранения резервуаров и их элементов должны обеспечивать сохранность качества резервуаров, предохранять их от загряз- нения, механических повреждений и деформаций. Указания по монтажу Монтаж резервуаров должен проводиться в соответствии с требова- ниями проекта производства работ. Надземная установка резервуаров проводится на двух седловых опо- рах, имеющих ложементы, свальцованные с углом охвата от 60° до 120°, или на стоечных опорах. Подземную установку резервуаров выполняют на песчаной подушке толщиной не менее 200 мм от нижней образующей с углом охвата не менее 90°. В водонасыщенных грунтах должна быть установлена анкеровка резер- вуара к железобетонной плите с использованием хомутов. Срок службы и обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров Общий срок службы резервуаров должен обеспечиваться выбором ма- териала, учетом температурных и коррозионных воздействий, нормировани- ем дефектов сварных соединений, допусками на изготовление и монтаж ме- таллоконструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента обслуживания. Расчетный срок службы резервуаров регламентируется коррозионным износом конструкций. При наличии антикоррозионной защиты конструкций расчетный срок службы резервуара должен обеспечиваться установленной в проектной документации системой защиты от коррозии, имеющей гаранти- рованный срок службы не менее восьми лет. Общий срок службы резервуара назначается заказчиком или определя- ется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласо- 44 ванным с заказчиком. Общий срок службы резервуара включает в себя рег- ламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров [29]. Регламентные работы должны включать в себя диагностирование ме- таллоконструкций; основания; фундамента (для наземных) резервуаров; всех видов оборудования, обеспечивающих безопасную эксплуатацию резервуара в целом. Обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с ин- струкцией по надзору и обслуживанию, утвержденной руководителем экс- плуатирующего предприятия. Безопасность эксплуатации резервуара должна обеспечиваться прове- дением регулярного диагностирования с оценкой технического состояния, испытаний и проведением (при необходимости) ремонтов. Периодичность частичного диагностирования, включающего в себя на- ружный и внутренний осмотр резервуара, – не реже одного раза в четыре го- да. Полное диагностирование, включающее в себя проверку физическими методами сварных швов рабочего корпуса резервуара и проведение испыта- ний резервуара на герметичность, должно проводиться не реже одного раза в восемь лет. Диагностирование резервуаров должно проводиться аттестованными специалистами экспертной организации, имеющей лицензию надзорного ор- гана по промышленной безопасности. Конкретные сроки диагностирования назначаются экспертной организацией. 45 Указания по монтажу Монтаж резервуаров должен проводиться в соответствии с требова- ниями проекта производства работ. Надземная установка резервуаров проводится на двух седловых опо- рах, имеющих ложементы, свальцованные с углом охвата от 60° до 120° или на стоечных опорах. Подземную установку резервуаров выполняют на песчаной подушке толщиной не менее 200 мм от нижней образующей с углом охвата не менее 90°. В водонасыщенных грунтах должна быть установлена анкеровка резервуара к железобетонной плите с использованием хомутов. В настоящее время на складах ГСМ находится в эксплуатации значи- тельное количество горизонтальных резервуаров, изготовленных по ГОСТ 17032-71. Данные резервуары обеспечивают хранение темных и светлых нефтепродуктов и специальных жидкостей. Конструктивно они состоят из следующих основных элементов: корпуса, днища и горловины. Расположе- ние поясов может быть ступенчатое (сварка внахлестку) или гладкое (сварка встык). Днище (рисунок 3) может быть цельным или состоять из отдельных частей, соединенных сваркой встык или внахлестку. В резервуарах вмести- мостью > 50 м3 для увеличения жесткости приваривают кольца жесткости из уголковой стали сечением 50x50 мм. Снаружи к корпусу приваривают опоры из стали с центральным углом охвата 90°. Резервуары изготовлены, как правило, из листовой стали. Для изготов- ления применяют мартеновскую, бессемеровскую или спокойную томассов- скую стали. Резервуары способны работать при избыточных давлениях до 2,5 МПа и вакууме 0,9 МПа. С 1956 г. были разработаны типовые проекты № 6- 02-60, № 7-02-65, предусматривающие изготовление резервуаров вместимо- стью 3–75 м3. В 1969 г. ЦНИИ Проектстальконструкция создал на горизон- тальный сварной резервуар для нефтепродуктов типовой проект 704-1-42. В 46 1975 г. Главнефтеснабом РСФСР введены типовые проекты на стальные го- ризонтальные резерву-ары, разработанные Южгипронефтепроводом, вме- стимостью 5, 10, 25, 50, 75, 100 м3. Эти резервуары эксплуатируют в районах с наружной температурой по строительной части – 65 °С и по оборудованию до – 40 °С. Расчет резервуаров в условиях эксплуатации обязателен при низком стоянии грунтовых вод. Он сводится к определению массы якорей, предот- вращающих всплытие резервуара. Резервуар не всплывает, если: (Мр+Мгр) g > п |