Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 23

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..

 

 

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 23

 

 

179

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Вид испытания

РВС РВСП РВСПК

5. Испытания плавучести и работоспособности 
понтона или плавающей крыши

+

+

6. Испытания работоспособности катучей лест-
ницы

+

7. Испытания устойчивости основания резервуа-
ра с определением абсолютной и неравномерной 
осадки по контуру днища, крена резервуара, про-
филя центральной части днища

+

+

+

Примечание. Знак «+» означает, что испытание проводят, знак «—» — не 

проводят.

10.2. Испытание резервуаров проводят после окончания всех 

работ по монтажу и контролю, перед присоединением к резервуа-
ру трубопроводов (за исключением временных трубопроводов для 
подачи и слива воды для испытаний) и после завершения работ по 
обвалованию.

10.3. До начала испытания рекомендуется представить всю тех-

ническую документацию, предусмотренную разделами по изготов-
лению, монтажу и контролю качества резервуаров в соответствии 
с рекомендуемым перечнем документации, представляемой при 
предъявлении резервуара к прочностным испытаниям, указанным 
в приложении № 15 к настоящему Руководству.

10.4. Для проведения испытания резервуара любого типа ре-

комендуется разработать программу и технологическую карту ис-
пытаний (входит в состав ППР на монтаж резервуара), которые 
включают:

этапы испытаний с указанием уровня налива (слива) воды и 

времени выдержки;

значения избыточного давления и относительного разрежения, 

времени выдержки;

схемы временных трубопроводов для подачи и слива воды с 

размещением предохранительной и запорной арматуры;

180

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

схему проведения визуального осмотра и указания по измере-

нию геометрических параметров элементов металлоконструкций 
резервуара и фундамента;

требования безопасности труда при проведении прочностных 

испытаний резервуара;

обработку результатов испытаний, проведение поверочных рас-

четов, выдачу заключения о пригодности и режиме эксплуатации 
резервуара.

10.5. Гидравлическое испытание рекомендуется проводить нали-

вом воды на уровень залива нефти и нефтепродукта, установленный 
в проектной документации, или до уровня контрольного отверстия, 
которое предусмотрено для ограничения высоты наполнения резер-
вуара. Налив воды осуществляется ступенями по поясам с промежут-
ками времени для выдержки и проведения контрольных осмотров.

10.6. Резервуары для хранения нефти и нефтепродукта, а также 

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

10.7. На время испытания устанавливаются и обозначаются 

предупредительными знаками границы опасной зоны с радиусом 
от центра резервуара, равным не менее двух диаметров резервуа-
ра, в которой не рекомендуется нахождение людей, не связанных 
с испытаниями.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили 

временных трубопроводов для проведения испытания рекомен-
дуется устанавливать за пределами обвалования или иного анало-
гичного защитного сооружения на расстоянии не менее двух диа-
метров резервуара.

Рекомендуется, чтобы лица, проводящие испытание, находи-

лись вне границ опасной зоны. Допуск к осмотру резервуара раз-

181

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

решается не ранее чем через 10 мин после достижения установлен-
ных испытательных нагрузок.

Требования промышленной безопасности для назначения гра-

ниц опасной зоны при проведении гидравлического испытания 
резервуаров с защитными стенками рекомендуется разрабатывать 
с учетом конструктивных особенностей сооружения в программе 
испытаний.

10.8. Испытание рекомендуется проводить при температуре 

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

10.9. В течение всего периода гидравлического испытания все 

люки и патрубки в стационарной крыше резервуара держатся от-
крытыми.

10.10. Гидравлическое испытание резервуаров с понтоном или 

плавающей крышей рекомендуется проводить без уплотняющих 
затворов. Скорость подъема (опускания) понтона (плавающей 
крыши) при испытаниях рекомендуется устанавливать не выше 
эксплуатационной.

В процессе испытания рекомендуется убедиться в том, что пон-

тон (плавающая крыша) свободно ходит на всю высоту и что он 
герметичен. Появление влажного пятна на поверхности понтона 
(плавающей крыши) рассматривается как признак негерметич-
ности.

По мере подъема и опускания плавающей крыши в процессе 

гидравлического испытания рекомендуется проводить:

осмотр внутренней поверхности стенки резервуара для выяв-

ления и последующей зачистки брызг наплавленного металла, за-
усенцев и других острых выступов, препятствующих работе уплот-
няющего затвора;

измерение зазоров между бортиком или коробом плавающей 

крыши и стенкой резервуара, измерение зазоров между направля-
ющими трубами и патрубками плавающей крыши;

182

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

наблюдение за работой катучей лестницы, водоспуска и других 

конструкций.

Уплотняющий затвор рекомендуется устанавливать после окон-

чания всех испытаний резервуара, при положении понтона (пла-
вающей крыши) на опорных стойках.

Монтаж затвора до проведения гидравлических испытаний осу-

ществляется в случаях, если:

предельные отклонения размеров конструкций стенки, плава-

ющей крыши и понтона соответствуют требованиям табл. 22, 24;

в процессе монтажа конструкций резервуара производился ос-

мотр и зачистка внутренней поверхности стенки от брызг наплав-
ленного металла, заусенцев, остатков монтажных приспособлений 
и других острых выступов, препятствующих работе уплотняюще-
го затвора;

зазоры между бортиком или коробом понтона (плавающей 

крыши) и стенкой резервуара, замеренные в положении на опор-
ных стойках понтона (плавающей крыши), удовлетворяют требо-
ваниям конструкций уплотняющего затвора.

10.11. По мере заполнения резервуара водой рекомендуется на-

блюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

При обнаружении течи из-под края днища или появления мо-

крых пятен на поверхности отмостки рекомендуется прекратить 
испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или 

трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), 
испытание рекомендуется прекратить и слить воду до уровня:

при обнаружении дефекта в поясе I — полностью;
при обнаружении дефекта в поясах II–VI — на один пояс ниже 

расположения дефекта;

при обнаружении дефекта в поясе VII и выше — до пояса V.
10.12. Резервуар, залитый водой до верхней отметки, установ-

ленной проектной документацией, выдерживается под этой на-
грузкой в течение следующего времени (если в проектной доку-
ментации нет других указаний):

183

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

для резервуаров объемом до 10 000 м

3

 — 24 ч;

для резервуаров объемом свыше 10 000 до 20 000 м

3

 — 48 ч;

для резервуаров объемом свыше 20 000 м

3

 — 72 ч.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, 

если в течение указанного времени на поверхности стенки или по 
краям днища не появляются течи и если уровень воды не снижа-
ется. После окончания гидравлических испытаний при залитом 
до проектной отметки водой резервуаре проводят замеры откло-
нений наружного контура днища для определения осадки основа-
ния (фундамента). После слива воды из резервуара проводят заме-
ры отклонений образующих стенки от вертикали.

Результаты гидравлического испытания резервуара рекомен-

дуется оформить актом по образцу согласно приложению № 10 к 
настоящему Руководству.

10.13. Испытание на внутреннее избыточное давление и ваку-

ум рекомендуется проводить во время гидравлического испыта-
ния. Контроль давления и вакуума рекомендуется осуществлять 
U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопро-
воду за обвалование. Избыточное давление принимается на 25 %, 
а вакуум — на 50 % больше величины, установленной проектной 
документацией, если в проектной документации нет других ука-
заний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

После снижения давления до рабочего проводят 100 % ВИК 

сварных швов стационарной крыши резервуара.

10.14. Устойчивость корпуса резервуара рекомендуется прове-

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

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, 

вмятин) на стенке и крыше считают, что резервуар выдержал ис-
пытание на относительное разрежение.

Результаты испытания резервуара на внутреннее избыточное 

давление и относительное разрежение рекомендуется оформить 

184

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

актом гидравлического испытания резервуара по образцу соглас-
но приложению № 10 к настоящему Руководству.

10.15. На резервуар, прошедший испытания, рекомендуется со-

ставить акт завершения монтажа (сборки) конструкций по образцу 
согласно приложению № 12 к настоящему Руководству.

После завершения монтажа не рекомендуется приварка к резер-

вуару каких-либо деталей и конструкций. На резервуаре рекомен-
дуется производить предусмотренные проектной документацией 
работы по противокоррозионной защите, устройству теплоизоля-
ции и установке оборудования с оформлением соответствующих 
документов. После окончания этих работ на резервуар составля-
ется паспорт стального вертикального цилиндрического резерву-
ара, оформленный по образцу согласно приложению № 13 к на-
стоящему Руководству и передается заказчику.

10.16. Испытания для целей утверждения типа и первичной по-

верки резервуара проводятся в соответствии с ГОСТ 8.570–2000 «Го-
сударственная система обеспечения единства измерений. Резер-
вуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика повер-
ки», утвержденным постановлением Госстандарта РФ от 23 апреля 
2001 г. № 185-ст.

XI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЕ

11.1. Защиту резервуаров от коррозии рекомендуется проводить 

на основании анализа условий эксплуатации, климатических фак-
торов, атмосферных и иных воздействий на наружные поверхно-
сти резервуаров, а также вида и степени агрессивного воздействия 
хранимого продукта и его паров на внутренние поверхности. По 
результатам анализа разрабатывается отдельная проектная доку-
ментация или раздел в составе КМ АКЗ резервуара с указанием 
систем АКЗ, срока их службы при выполнении принятых в про-
ектной документации технических решений.

Рекомендуется, чтобы производитель работ разрабатывал ин-

струкцию по нанесению лакокрасочных АКП, в которой подроб-

185

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

но описываются система АКЗ, применяемые материалы и техно-
логия их нанесения.

На выполнение работ по АКЗ резервуара монтажная орга-

низация разрабатывает ППР, в котором отражаются технология 
подготовки поверхностей резервуара, нанесение грунтовочных и 
покрывных слоев покрытия, методы по контролю качества, при-
меняемое оборудование с учетом требований инструкции произ-
водителя лакокрасочных АКП, меры безопасности, противопо-
жарные мероприятия.

11.2. Защиту от коррозии осуществляют применением систем 

лакокрасочных или металлизационно-лакокрасочных АКП, а также 
применением электрохимических способов защиты конструкций.

Для защиты резервуаров от коррозии рекомендуется применять 

следующие типы ЛКМ со сроком службы не менее 10 лет для вну-
тренней поверхности и не менее 10 лет для наружной поверхности:

эпоксидные покрытия;
двухкомпонентные полиуретановые покрытия;
однокомпонентные полиуретановые влагоотверждаемые по-

крытия.

В том случае, если нормативный срок службы резервуара пре-

вышает расчетный срок службы АКП, в техническом задании на 
проектирование резервуара устанавливаются припуски на корро-
зию основных конструктивных элементов — стенки, днища, кры-
ши, понтона, плавающей крыши.

Значение припуска на коррозию зависит от степени агрессив-

ности хранимого продукта, характеризующейся скоростью корро-
зионного повреждения металлоконструкций:

слабоагрессивная среда — не более 0,05 мм в год;
среднеагрессивная среда — от 0,05 до 0,5 мм в год;
сильноагрессивная среда — более 0,5 мм в год.
11.3. При выборе типа лакокрасочных материалов рекомендует-

ся отдавать предпочтение материалам с высокой степенью ремон-
топригодности и технологичности их применения, а также учиты-
вать погодно-климатические условия во время нанесения АКП.

186

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

11.4. Системы АКЗ, тип покрытия и материалы для защиты 

внутренних поверхностей резервуаров определяются с учетом экс-
плуатационных условий и свойств хранимых жидкостей, а также 
степени их агрессивного воздействия на конструкции резервуаров 
в соответствии с табл. 34 настоящего Руководства.

Таблица 34

Степень агрессивного воздействия среды

на внутренние поверхности резервуаров

Элемент

конструкций

резервуаров

Степень агрессивного воздействия

на стальные конструкции резервуаров

сырой неф-

ти

нефтепродуктов

производ-

ственных 

стоков без 

очистки

мазута, ди-

зельного 
топ лива, 

керосина

бензина

1. Внутренняя по-
верхность днища 
и нижний пояс на 
высоту 1 м от дни-
ща

Средне-

агрессив-

ная*

Средне-

агрессивная

Слабоагрес-

сивная

3 < рH 

≤ 11, 

суммарная 

концентра-

ция сульфа-

тов и хлори-

дов до

5 г/дм

3

2. Средние поя-
са, нижние части 
понтонов и плава-
ющих крыш

Слабоагрес-

сивная

Слабо-

агрессивная

Слабоагрес-

сивная**

3. Верхний пояс 
(зона периодиче-
ского смачивания)

Средне-

агрессив-

ная*

Слабо-

агрессивная

Средне-

агрессивная

4. Кровля резерву-
ара, верх и борто-
вые поверхности 
понтонов и плава-
ющих крыш

Средне-

агрессив-

ная*

Средне-

агрессивная

Слабоагрес-

сивная

Средне-

агрессивная

* При содержании в сырой нефти сероводорода в концентрации свыше 10 мг/дм

3

 или 

сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия 
повышается на одну ступень.

** Для бензина прямогонного повышается на одну ступень.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..