Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 24

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  22  23  24  25   ..

 

 

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 24

 

 

187

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

11.5. Рекомендации к АКП внутренних поверхностей резерву-

аров:

быть устойчивыми к воздействию нефти и нефтепродуктов, 

подтоварной воды;

обладать хорошей адгезией к грунтовочному слою или основ-

ному металлу (в зависимости от технологии нанесения);

не вступать в реакцию с хранимыми продуктами и не оказывать 

влияния на их кондицию;

быть стойкими к растрескиванию;
обеспечивать совместимость деформаций с корпусом резерву-

ара (с учетом различных толщин стенки по высоте) при заполне-
нии и опорожнении;

обладать износостойкостью на истирание (в резервуарах с пла-

вающими крышами и понтонами) и долговечностью;

сохранять адгезионные свойства, механическую прочность и 

химическую стойкость в расчетном диапазоне температур;

сохранять защитные свойства при совместной работе с электро-

химической, катодной и протекторной защитой;

быть технологичными при нанесении и соответствовать тем-

пературе и относительной влажности воздуха во время выполне-
ния работ;

удовлетворять требованиям электростатической искробезо-

пасности.

11.6. Наружные поверхности резервуаров, находящиеся на 

открытом воздухе, защищаются АКП на основе лакокрасочных 
материалов светлого тона с высокой светоотражательной спо-
собностью — не менее 98 % по ГОСТ 896–69 «Материалы лако-
красочные. Фотоэлектрический метод определения блеска», ут-
вержденному постановлением Госстандарта СССР от 25 августа 
1969 г. № 971. Степень агрессивного воздействия среды на на-
ружные поверхности резервуаров определяется температурно-
влажностными характеристиками окружающего воздуха и кон-
центрацией в нем коррозионно-активных газов в соответствии со 

188

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

СНиП 2.03.11–85 «Защита строительных конструкций от корро-
зии», утвержденными постановлением Госстроя СССР от 30 авгу-
ста 1985 г. № 137.

11.7. При защите от коррозии наружной поверхности днищ ре-

зервуаров руководствуются следующими рекомендациями:

устройство фундаментов и основания под резервуар обеспечи-

вает отвод грунтовых вод и атмосферных осадков от днища;

при выполнении гидрофобного слоя из битумно-песчаной сме-

си не требуется нанесения защитных покрытий на наружную по-
верхность днища;

применять песок и битум без содержания коррозионно-актив-

ных агентов.

11.8. В целях активной защиты резервуара от почвенной корро-

зии и коррозии блуждающими токами рекомендуется применение 
электрохимической защиты.

Электрохимическая защита наружной поверхности днища, а 

также внутренних поверхностей днища и нижнего пояса стенки в 
зоне контакта с донным осадком и слоем подтоварной воды осу-
ществляется установками протекторной защиты или установками 
катодной защиты.

Выбор метода защиты осуществляется на основании сравнения 

технико-экономических показателей.

11.9. АКП выполняется после проведения гидравлических ис-

пытаний резервуара.

11.10. Для РВСП разрешается нанесение АКП на стационар-

ную крышу резервуара до проведения гидравлических испытаний. 
АКП наносится после контроля сварных соединений листов кры-
ши с использованием вакуум-камеры (ПВТ).

11.11. Для РВСПК разрешается нанесение АКП на верхнюю 

деку двудечной плавающей крыши до проведения гидравлических 
испытаний. АКП наносится после контроля сварных соединений 
листов крыши с использованием вакуум-камеры (ПВТ) или кон-
тролем давления.

189

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

11.12. При подготовке резервуара для нанесения АКП реко-

мендуется руководствоваться ГОСТ 9.402–2004 «Единая система 
защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Под-
готовка металлических поверхностей к окрашиванию», утверж-
денным приказом Ростехрегулирования от 9 июня 2005 г. № 149-ст.

На поверхностях металлоконструкций резервуара, подготов-

ленных к выполнению антикоррозионных работ, не рекомендует-
ся присутствие:

возникших при сварке остатков шлака, сварочных брызг, на-

плывов, неровностей сварных швов;

следов обрезки и газовой резки, расслоения и растрескивания;
острых кромок до радиуса менее 3,0 мм на внутренней и 1,5 мм 

на наружной поверхностях резервуара;

вспомогательных элементов, использованных при сборке, мон-

таже, транспортировании, подъемных работах и следов, оставших-
ся от приварки этих элементов;

химических загрязнений (остатков флюса, составов, использо-

вавшихся при дефектоскопии сварных швов), которые находятся 
на поверхности сварных швов и рядом с ними;

жировых, механических и других загрязнений.
Сварные швы выполняются с плавным переходом к основно-

му металлу без подрезов и наплывов. Все элементы металлокон-
струкций внутри резервуара, привариваемые к стенке, днищу или 
крыше, обвариваются по контуру для исключения образования 
зазоров и щелей. Кроме того, все элементы металлоконструкций, 
находящихся на открытом воздухе, при среднеагрессивном воз-
действии окружающей среды обварены по контуру для исключе-
ния образования зазоров и щелей.

Перед нанесением защитных покрытий все поверхности очища-

ются от окислов до степени 2 и обеспыливаются и обезжириваются до 
степени 1 по ГОСТ 9.402–2004 «Единая система защиты от коррозии 
и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических по-
верхностей к окрашиванию», утвержденному приказом Ростехрегу-
лирования от 9 июня 2005 г. № 149-ст. При выполнении антикорро-

190

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

зионных работ учитываются требования к охране окружающей сре-
ды и требования действующих нормативных документов в области 
техники безопасности в строительстве: СНиП 2.03.11–85 «Защита 
строительных конструкций от коррозии», утвержденные постанов-
лением Госстроя СССР от 30 августа 1985 г. № 137, ГОСТ 12.3.005–75 
«Система стандартов безопасности труда. Работы окрасочные. Общие 
требования безопасности», утвержденного постановлением Госстан-
дарта СССР от 19 августа 1975 г. № 2185, ГОСТ 12.3.016–87 «Систе-
ма стандартов безопасности труда. Строительство. Работы антикор-
розионные. Требования безопасности», утвержденного постанов-
лением Госстроя СССР от27 января 1987 г. № 16, ГОСТ 12.4.011–89 
(СТ СЭВ 1086–88) «Система стандартов безопасности труда. Средства 
защиты работающих. Общие требования и классификация», утверж-
денного постановлением Госстандарта СССР от 27 октября 1989 г. 
№ 3222, СП 2.2.1.1312-03 «Гигиенические требования к проектиро-
ванию вновь строящихся и реконструируемых промышленных пред-
приятий», утвержденных постановлением главного государственного 
санитарного врача от 30 апреля 2003 г. № 88.

11.13. После проведения антикоррозионных работ по результа-

там пооперационного контроля составляется заключение о каче-
стве нанесенных защитных материалов, разрешающее выполне-
ние следующего этапа работ. После завершения всего комплекса 
работ по АКЗ оформляется акт выполнения антикоррозионной 
защиты резервуара.

XII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСТРОЙСТВУ 

ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ

12.1. Теплоизоляция резервуаров выполняется:
только на стенке;
на стенке и стационарной крыше.
12.2. При разработке проектной документации теплоизоляции 

рекомендуется принимать во внимание следующие аспекты взаи-

191

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

модействия конструкций резервуара и элементов изоляции (уте-
плителя, опор под изоляцию, наружной обшивки):

нагрузка на элементы резервуара от собственного веса тепло-

изоляции;

ветровая нагрузка и ее восприятие собственно изоляцией и 

стенкой резервуара;

разница тепловых перемещений стенки и наружных элемен-

тов изоляции;

нагрузка на элементы изоляции от радиальных перемещений 

стенки при гидростатической нагрузке;

нагрузка на элементы стационарной крыши (не имеющей тепло-

изоляции) от резкого охлаждения настила, например, в случае дождя.

12.3. В качестве утеплителя для выполнения теплоизоляции мо-

гут применяться различные системы, в том числе:

стеганое синтетическое минеральное волокно;
плиты из минеральной ваты, пенополиуретана или пеностекла;
жесткий пенополиуретан, наносимый на стенку и крышу ме-

тодом напыления;

рулоны из синтетического вспененного каучука с закрытыми 

порами, наклеиваемые на стенку и крышу резервуара.

12.4. Рекомендуется, чтобы применяемые для теплоизоляции 

материалы отвечали пожарной безопасности.

12.5. Конструкции опор под изоляцию включают:
первичные элементы крепления, присоединяемые на сварке к 

резервуару;

вторичные элементы крепления, соединяемые с первичными.
Рекомендуется, чтобы материал первичных элементов крепле-

ния соответствовал положениям раздела II настоящего Руководства. 
Приварка первичных элементов к резервуару выполняется горизон-
тальными швами или швами со сваркой по контуру и не рекомен-
дуется до испытаний резервуара. Вторичные элементы крепления 
по требованиям к материалу рекомендуется относить к конструк-
циям группы III и приваривать или иным образом присоединять к 

192

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

первичным элементам после проведения испытаний и завершения 
монтажа.

12.6. Наружная обшивка выполняется из алюминиевых или 

оцинкованных стальных листов.

XIII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СРОКУ СЛУЖБЫ

И ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ 

РЕЗЕРВУАРОВ

13.1. В период эксплуатации резервуары рекомендуется подвер-

гать следующим видам технического диагностирования:

полное техническое диагностирование в случае выявления де-

фекта, требующего вывода резервуара в ремонт;

частичное и полное техническое диагностирование и контроль 

технического состояния (периодический) в плановом порядке.

13.2. Рекомендуемые сроки проведения технического 

диагностирования резервуаров

13.2.1. Сроки проведения технического диагностирования экс-

плуатирующегося резервуара устанавливаются организацией-вла-
дельцем на основании заключения экспертизы промышленной 
безопасности, выданного экспертной организацией.

13.2.2. Рекомендуемая периодичность проведения техническо-

го диагностирования резервуаров:

для резервуаров, удовлетворяющих требованиям к длительной 

безопасной эксплуатации, — сроки, указанные в табл. 35;

для остальных резервуаров:
частичное техническое диагностирование — не реже одного 

раза в 5 лет;

полное техническое диагностирование — не реже одного раза 

в 10 лет.

193

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Таблица 35

Рекомендуемые сроки проведения диагностирования конструкций 

резервуаров

Тип

резервуара

Срок экс-

плуатации

Частичное техническое 

диагностирование

Полное техническое 

диагностирование

РВС, 
РВСП, 
РВСПА, 
РВСПК

До 20 лет

Один раз в 10 лет после 
пуска в эксплуатацию, 
последнего техниче-
ского диагностирова-
ния или ремонта

Один раз в 20 лет после 
пуска в эксплуатацию*, 
последнего ремонта 
или через 10 лет после 
частичного техническо-
го диагностирования

РВС, 
РВСП, 
РВСПА, 
РВСПК

Более
20 лет

Один раз в 5 лет после 
последнего техниче-
ского диагностирова-
ния или ремонта

Один раз в 10 лет по-
сле последнего ремон-
та или через 5 лет после 
частичного техниче-
ского диагностирова-
ния

* Осуществляется с контролем скорости коррозии по результатам замеров толщи-

ны днища, нижних поясов стенки изнутри одного резервуара из группы в соответствии 
с п. 2.5.

13.2.3. К техническим решениям, обеспечивающим длительную 

безопасную эксплуатацию резервуаров, рекомендуется относить:

а) 100%-ный неразрушающий контроль с применением РК или 

УЗК сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве 
резервуара (с обязательной цифровой обработкой и протоколи-
рованием рентгеновских снимков), наличие антикоррозионной 
защиты с использованием лакокрасочных материалов со сроком 
службы не менее 20 лет и припуском на локальную и общую кор-
розию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рас-
считанным на 20 лет;

б) установку систем ЭХЗ;
в) проведение мониторинга герметичности днища, для чего 

могут применяться не менее одного из следующих технических 
решений:

194

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

1) в основании резервуара устанавливается система контроля 

протечек с использованием гибких мембран;

2) применяется конструкция двойного днища;
3) применяется конструкция фундамента днища, позволяющая 

осуществлять контроль за его техническим состоянием;

4) применяются другие конструкции днища, обеспечивающие 

проведение мониторинга герметичности.

13.2.4. Периодический контроль технического состояния ре-

зервуара рекомендуется проводить соответствующей службой или 
квалифицированными специалистами из числа инженерно-тех-
нических работников организации — владельца резервуара еже-
месячно. Периодический контроль технического состояния ре-
зервуара включает внешний осмотр поверхности резервуара для 
обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки ос-
нования, состояния отмостки, защитных лакокрасочных покры-
тий и оборудования с занесением результатов наблюдений в спе-
циальный журнал.

13.2.5. Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, 

РВСПК одного резервуарного парка допускается проведение пол-
ного технического диагностирования на одном резервуаре, вы-
бранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пре-
делах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых 
условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, 
технология сооружения, продолжительность и условия эксплуа-
тации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с 
ГОСТ 1510–84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, 
транспортирование и хранение», утвержденным постановлени-
ем Госстандарта СССР от 7 августа 1984 г. № 2776. На остальных 
резервуарах этой группы проводится частичное техническое диа-
гностирование.

13.2.6. Если по результатам полного технического диагности-

рования резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуа-
ров, не требуется вывод резервуара в ремонт до очередного техни-
ческого диагностирования, то все резервуары данной группы, на 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  22  23  24  25   ..