Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 11

 

  Главная      Учебники - АЗС, нефть     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Серия 03. Выпуск 69

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  9  10  11  12   ..

 

 

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 11

 

 

83

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Таблица 13

DN па-

трубка

D

P

, мм

Мини-

мальная 

толщина 

t

P

, мм

D

R

мм

A, мм

B

мм

С

мм

с круглым 

усилива-

ющим ли-

стом

с усиливаю-

щим листом 

до днища

50

57

5

150

100

80

89

6

220

220

150

200

100

100

108; 114

6

260

250

160

200

100

150

159; 168

8

360

300

200

200

125

200

219

8

460

340

240

250

125

250

273

8

570

390

290

250

150

300

325

10

670

450

340

250

150

350

377

10

770

500

390

300

175

400

426

10

870

550

440

300

175

500

530

12

1070

650

540

350

200

600

630

12

1270

750

640

350

200

700

720

12

1450

840

730

350

225

800

820

14

1660

940

830

350

225

900

920

14

1870

1040

930

400

250

1000

1020

16

2070

1140

1050

400

250

1200

1220

16

2470

1340

1240

450

275

Примечание. Отклонения от размеров, указанных в таблице, рекомен-

дуется подтверждать расчетом в соответствии с п. 3.10.4.9. Не рекомендует-
ся усиление врезок приемо-раздаточных патрубков путем приварки ребер 
жесткости к их обечайкам.

84

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

Рис. 14. Патрубки в стенке резервуара. Общие виды

85

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Рис. 15. Патрубки в стенке резервуара. Разрезы

86

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

3.10.4.8. Расчет врезок па-

трубков в стенку резервуара

Прочность стенки резервуара 

при  локальных нагрузках на па-
трубки  рекомендуется проверять 
для неблагоприятного сочетания 
трех сосредоточенных усилий: 
осевой силы вдоль оси патрубка 
F

R

, изгибающих моментов в вер-

тикальной M

L

 и горизонтальной 

плоскостях M

C

, при максималь-

ном уровне налива жидкости. 
Нагрузки на патрубок врезки в 
стенку резервуара приведены на 
рис. 17 настоящего Руководства.

Определение комбинации 

сосредоточенных нагрузок со 
стороны трубопроводов, воз-
никающих от гидростатическо-
го давления в резервуаре, осадок 
основания и температурных воз-
действий предоставляются заказ-
чиком или установлена область 
предельных значений указанных 
выше нагрузок.

Проверку прочности реко-

мендуется проводить в соответ-
ствии с ГОСТ 31385–2008 «Ре-
зервуары вертикальные ци-
линдрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие 
технические условия» (п. 5.3.6.10), утвержденным приказом Ро-
стехрегулирования от 31 июля 2009 г.  № 274-ст, в наиболее нагру-
женных зонах стенки:

Рис. 16. Соединение фланца и 

патрубка с обечайкой (трубой):

а — для фланцев по 

ГОСТ 12820–80 «Фланцы 

стальные плоские приварные 

на Ру от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 
до 25 кгс/см

2

). Конструкция 

и размеры»; б — для фланцев 

по ГОСТ 12821–80 «Фланцы 

стальные приварные встык на 

Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 

200 кгс/см

2

). Конструкция и 

размеры»

87

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

в точках стенки, примы-

кающих к усиливающему ли-
сту патрубка, для внутренней 
и наружной поверхностей;

в зоне крепления обечайки 

патрубка к стенке резервуара.

Выбор методик определе-

ния предельных нагрузок на 
патрубки определяется про-
ектной организацией.

3.10.4.9. Термообработка 

врезок в стенку резервуаров

Рекомендуется подвергать 

после сварки термообработ-
ке врезки DN 300 мм и более 
в листы стенки резервуаров 
толщиной:

свыше 25 — мм для стали с пределом текучести менее 295 МПа;
свыше 18 мм — для стали с пределом текучести от 295 до 345 МПа;
свыше 12 мм — для стали с пределом текучести более 345 МПа.
В состав термообрабатываемого узла входят: лист стенки, уси-

ливающий лист или усиленная вставка, обечайка люка или патруб-
ка, а также элементы зачистного люка.

По решению проектной организации сварной шов приварки 

фланца к обечайке люка или патрубка термообработке может не 
подвергаться.

Термообработка производится в печах по технологическому 

процессу, разработанному с учетом следующих рекомендаций:

термообрабатываемый узел полностью собирается на заводе и 

термообрабатывается при температуре от 590 до 640 °С из расчета 
25 мин на каждые 10 мм толщины листа стенки;

при температуре не более 315 °С узел помещается в печь со ско-

ростью повышения те мпературы нагрева не более 200 °С в час;

Рис. 17. Нагрузки на патрубок 

врезки в стенку резервуара

88

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

не рекомендуется, чтобы во время нагрева перепад температу-

ры узла превышал 150 °С;

во время нагрева и периода выдержки атмосфера печи контро-

лируется, чтобы избежать чрезмерного окисления поверхности об-
рабатываемого материала и непосредственного воздействия пла-
мени на материал;

узел охлаждается в печи до температуры 400 °С со скоростью не 

более 240 °С в час. Ниже температуры 400 °С узел может охлаждать-
ся на открытом воздухе при температуре не ниже 5 °С.

Возможно применение других режимов термообработки, обе-

спечивающих снятие напряжений и сохранение расчетных меха-
нических характеристик основного металла и сварных соединений;

после термообработки сварные швы узла контролируются маг-

нитопорошковым методом или ПВК.

3.10.5. Люки-лазы в стенке резервуара

3.10.5.1. Люки-лазы в стенке предназначены для доступа внутрь 

резервуара при его монтаже, осмотре и проведении ремонтных ра-
бот.

3.10.5.2. Рекомендуется оборудовать резервуары не менее чем 

двумя люками, расположенными в противоположных сторонах 
стенки и обеспечивающими выход на днище резервуара. Люки-
лазы располагаются в I поясе резервуара.

3.10.5.3. Резервуары с понтоном оборудуются, кроме того, не 

менее чем одним люком, расположенным на высоте, обеспечива-
ющей выход на понтон в его ремонтном положении. Указанный 
люк может устанавливаться на резервуарах с плавающей крышей.

3.10.5.4. Применяются круглые люки DN 600 мм и DN 800 мм и 

овальный люк 600

×900 мм.

Фланцы круглых люков-лазов выполняются по ГОСТ 12820–80 

«Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0,1 до 2,5 МПа 
(от 1 до 25 кгс/см

2

). Конструкция и размеры» (исполнение 1 по 

ГОСТ 12815—80 «Фланцы арматуры, соединительных частей и тру-
бопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см

2

). Типы. 

89

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверх-
ностей») на PN 0,25 МПа.

3.10.5.5. Рекомендуется конструктивное исполнение люков-ла-

зов в соответствии с рис. 13, 18—20 и табл. 14 настоящего Руковод-
ства, узел соединения усиливающего листа с днищем для патруб-
ков типов «S», «D», «F», «SB», «SP», «FP» — рис. 13, е настоящего 
Руководства.

3.10.5.6. Люки-лазы снабжаются ручками и приспособлением 

(поворотным устройством) для облегчения открывания и закры-
вания крышки.

Таблица 14

Параметр

Размер, мм

Люк 

DN 600

Люк 

DN 800

Люк 

600

×900

Наружный размер обечайки D

P

630

820

630

×930

Толщина крышки t

C

плоской

18

22

22

сферической

6

8

От 5 до 6 мм

6

8

От 7 до 10 мм

8

10

От 11 до 15 мм

10

12

От 16 до 22 мм

12

14

От 23 до 26 мм

14

16

От 27 до 32 мм

16

18

От 33 до 40 мм

20

20

Диаметр (ширина) усиливающего листа D

R

1270

1650

1870

90

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

Рис. 18. Люки-лазы в стенке. Общие виды

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  9  10  11  12   ..