Вертикальные резервуары для нефтепродуктов

действует Редакция от 27.05.2003 Подробная информация

Наименование документ ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 27.05.2003 N 42 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ЛАКОКРАСОЧНЫХ ПРОИЗВОДСТВ»
Вид документа постановление, правила
Принявший орган госгортехнадзор рф
Номер документа 42
Дата принятия 01.01.1970
Дата редакции 27.05.2003
Номер регистрации в Минюсте 4656
Дата регистрации в Минюсте 06.06.2003
Статус действует
Публикация
  • На момент включения в базу документ опубликован не был
Навигатор Примечания

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 27.05.2003 N 42 «ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ ЛАКОКРАСОЧНЫХ ПРОИЗВОДСТВ»

6.4. Требования к резервуарам (резервуарным паркам)

6.4.1. Резервуары для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны выбираться с учетом физико-химических свойств продуктов и конкретных условий их эксплуатации.

6.4.2. Наземные резервуары (наземное хранение) могут быть как вертикальными, так и горизонтальными.

6.4.3. Резервуары считаются подземными (заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом — подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. Эксплуатация хранилищ казематного типа не допускается.

6.4.4. Резервуары размещаются группами. Емкость резервуарных парков (склада) для лакокрасочных предприятий не ограничивается при обеспечении разрывов, регламентированных строительными нормами и правилами как для складов нефти и нефтепродуктов I и II групп.

6.4.5. Резервуарные парки должны иметь внешние ограждения (обвалования). Площадки внутри обвалования должны быть спланированы. При этом должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению проникновения в грунт хранимых продуктов.

6.4.6. Для предотвращения воздействия солнечных лучей наземные резервуары с ЛВЖ должны быть окрашены светлой краской.

6.4.7. При хранении продукта, требующего подогрева, выполняется наружная теплоизоляция резервуара.

Температура наружной поверхности резервуара и кожуха теплоизоляционного покрытия должна быть не более 60 град. С.

6.4.8. В процессе эксплуатации резервуаров должен быть установлен постоянный контроль за их герметичностью, состоянием сифонных кранов, прокладок фланцевых соединений в соответствии с заводской инструкцией.

6.4.9. В группе резервуаров, предназначенных для хранения продуктов со сходными физико-химическими характеристиками, должна быть предусмотрена установка аварийного резервуара. При этом технологические коммуникации данной группы резервуаров должны быть устроены так, чтобы можно было заменить рабочий резервуар аварийным. Вместимость аварийного резервуара должна быть не менее наибольшего объема резервуара.

6.4.10. Во время осмотра резервуаров, отбора проб или замера уровня жидкости допускается применять для освещения только аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, а используемый инструмент должен быть искробезопасным.

6.4.11. Резервуары для хранения кислот и щелочей должны иметь поддоны с противокоррозийной защитой, оборудованные бортиками.

6.4.12. Резервуары для кислот следует устанавливать на фундаментах, конструкция которых должна позволять производить осмотр всей поверхности каждого резервуара и при необходимости ликвидировать возможные утечки.

6.4.13. Резервуары должны быть оборудованы средствами контроля и управления параметрами процесса.

6.4.14. Наземные резервуары со стенкой высотой более 12 м (кроме резервуаров с теплоизоляцией из несгораемых материалов) должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения — кольцами водяного орошения.

6.4.15. Расстояние от наземных резервуаров для ЛВЖ и ГЖ до сливоналивных устройств для железнодорожных цистерн следует принимать в соответствии с требованиями строительных норм и правил к складам нефти и нефтепродуктов.

6.4.16. При прокладке трубопроводов на низких опорах между резервуарным парком и насосной (или тепляком) допускается объезд пожарных машин вокруг комплекса: резервуарный парк — насосная (тепляк).

6.4.17. Ширина обсыпки грунтом подземных резервуаров определяется из расчета не менее 3 м от стенки резервуара до поверхности откоса.

Версия для печати

13.1. В период эксплуатации резервуары рекомендуется подвергать следующим видам технического диагностирования:

  • полное техническое диагностирование в случае выявления дефекта, 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. Рекомендуется, что сроки проведения технического диагностирования эксплуатирующегося резервуара устанавливаются организацией-владельцем на основании заключения экспертизы промышленной безопасности, выданных экспертной организацией.

13.2.2. Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров:

  • для резервуаров, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации (см. п.2.3), — сроков, указанных в таблице 35;
  • для остальных резервуаров:
  • частичное техническое диагностирование — не реже одного раза в 5 лет;
  • полное техническое диагностирование — не реже одного раза в 10 лет.

Таблица 35. Рекомендуемые сроки проведения диагностирования конструкций резервуаров, содержащих технические решения, обеспечивающие длительную безопасную эксплуатацию

Тип резервуара Срок эксплуатации Частичное техническое диагностирование Полное техническое диагностирование
РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК До 20 лет Один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта Один раз в 20 лет после пуска в эксплуатацию(*), последнего ремонта или через 10 лет после частичного технического диагностирования
РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК Более 20 лет Один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта Один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования
________________

* Осуществляется с контролем скорости коррозии по результатам замеров толщины 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% неразрушающий контроль с применением РК или УЗК сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве резервуара (с обязательной цифровой обработкой и протоколированием рентгеновских снимков), наличие антикоррозионной защиты с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и/или припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

б) установка систем ЭХЗ;

в) рекомендуется, чтобы конструкция резервуара обеспечивала проведение мониторинга герметичности днища, для чего могут примениться не менее одного из следующих технических решений:

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) применение других конструкций днища, обеспечивающих проведение мониторинга герметичности.

13.2.4. Контроль технического состояния (периодический) резервуара рекомендуется проводить соответствующей службой или квалифицированными специалистами из числа инженерно-технических работников организации-владельца резервуара ежемесячно. Контроль технического состояния (периодический) резервуара включает внешний осмотр поверхности резервуара для обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки основания, состояния отмостки, защитных лакокрасочных покрытий и оборудования. Результаты наблюдений заносятся в специальный журнал ежемесячно.

13.2.5. Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 7 августа 1984 года N 2776, ГОСТ 28576-90 (ИСО 8681-86) «Нефтепродукты и смазочные материалы. Общая классификация. Обозначение классов», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 14 июня 1990 года N 1557, ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», утвержденным постановлением Госстандарта РФ от 8 января 2002 года N 2-ст). На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

13.2.6. Если по результатам полного технического диагностирования резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признаются годными к эксплуатации и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования в соответствии с пунктом 13.2 настоящего Руководства по безопасности.

13.2.7. При обнаружении в металлоконструкциях резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат проведению полного технического диагностирования, объем которого устанавливается в программе их полного технического диагностирования. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы рекомендуется учитывать объем работ, выполненных при их частичном техническом диагностировании (см. пункт 13.2.5).

<< / к содержанию Приказа № 780 / >>

Описание

Вертикальные резервуары РВС применяются на нефтеналивных терминалах, резервуарных парках, нефте- добывающих и перерабатывающих предприятиях. Назначение РВС- сбор, хранение и выдача продукта.

В резервуарах РВС могут храниться любые светлые и темные нефтепродукты, нефтесодержащие стоки, жидкие минеральные удобрения с плотностью не более 1015 кг/м3.

ТД САРРЗ поставляет до места эксплуатации вертикальные резервуары следующих конструкций:

  • резервуары РВС без понтона
  • резервуары РВСП с понтоном
  • резервуары РВСПК с плавающей крышей

Все поставляемые вертикальные резервуары изготовлены по:

  • ГОСТ 31385-2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия»
  • СТО 0048-2005 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила проектирования»
  • СТО-СА-03-002-2009 «Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»

Конструкция вертикальных резервуаров для нефтепродуктов

Вертикальные резервуары РВС имеют цилиндрическую стенку и плоские или конические днища с уклоном от/к центру.

Для защиты хранимого продукта от попадания в него загрязнений, а также для того, чтобы не допустить попадание легковоспламеняющихся испарений в воздух, сверху на стенку РВС устанавливается крыша или понтон. Крыши могут быть стационарными (каркасными/бескаркасными, сферическими/коническими) или плавающими в зависимости от свойств нефтепродукта, диаметра резервуара и требований Заказчика. Например, бескаркасные конические крыши используются на резервуарах диаметром не более 12,5 м, бескаркасные сферические — до 25 м, каркасные конические — на РВС с диаметром 10-25 м, каркасные сферические — более 25 м.

Плавающие крыши применяются для максимальной защиты окружающей среды от вредных испарений и для защиты самого хранимого продукта. В зависимости от климатических условий эксплуатации, а именно, от снеговых нагрузок, плавающая крыша может иметь однодечную или двудечную конструкцию.

По требованию Заказчика вертикальные резервуары для нефтепродуктов со стационарной крышей могут комплектоваться понтонами — плавающей конструкцией, аналогично плавающей крыше. Конструкция понтона должна обеспечивать его плавучесть как в процессе сливо-наливных операций, так в в случае форс-мажорных обстоятельств. Для безопасной эксплуатации РВСП должны оборудоваться системой вентиляции.

Толщина стенки и днищ зависит от диаметра и объема самого резервуара. Так, стенка должна быть 5 мм для диаметра 16 м, 6 мм — для 16-25 м, 8 мм — для 25-40 м, 10 мм — 40-65 м, 12 мм — более 65 м. Днище должно быть не менее 4 мм для РВС объемом до 1000 м3 и 6 мм для РВС объемом более 2000 м3.

Марка стали для изготовления РВС подбирается и рассчитывается на этапе проектирования и зависит от степени агрессивности нефтепродуктов, температуры хранимого продукта и климатического исполнения, а также свойств самой стали (предела текучести и ударной вязкости). Крыши и понтоны могут быть также выполнены из алюминия.

Комплектация вертикальных резервуаров для нефтепродуктов

Специалисты ТД САРРЗ осуществляют полную комплектацию резервуаров РВС резервуарным навесным и технологическим оборудованием. Подбор оборудования выполняется на основании заполненного Опросного листа с учетом основным параметров эксплуатации на объекте.

Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтяных резервуаров в их комплектацию может входить следующее оборудование (в зависимости от требований Заказчика):

  • оборудования для слива и налива нефтепродуктов
  • контрольно-измерительные приборы для измерения уровня, температуры и давления
  • вентиляционное и дыхательное оборудование
  • пробоотборные устройства
  • противопожарное оборудование для тушения пожара, охлаждения температуры металлоконструкций
  • дополнительным оборудованием: системами для подогрева нефтепродуктов, устройствами для удаления отложений и подтоварной воды
  • смотровые люки, люки-лазы, световые люки
  • лестница и площадка обслуживания с ограждением
  • молниезащита, заземления, защита от статического электричества

(подробно о резервуарном оборудовании см. )

Технические характеристики вертикальных стальных резервуаров РВС

Наименование параметра Значение
1 Объем, м3 100-120000
2 Плотность рабочего продукта, кг/м3 до 1015
3 Температура рабочей среды, °С -60…+90
4 Температура стенки, °С -65…+180
5 Избыточное давление, кПа не более 2000
6 Относительное разряжение в газовом пространстве, кПа не более 250
7 Типы поставляемых резервуаров РВС, РВСП, РВСПК
8 Конструктивные исполнения резервуаров РВС
  • одностенные
  • двустенные

Как купить вертикальный резервуар РВС для хранения нефтепродуктов и ГСМ в Вашем городе?

Для того, чтобы рассчитать стоимость вертикального резервуара, Вы можете:

  • позвонить нам на номер 8-800-555-86-36 или 8 (8452) 250-298 для Саратова и области
  • прислать на электронную почту заполненный Опросный лист для заказа РВС
  • воспользоваться формой Запроса цены

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ

Утверждены

Госкомнефтепродуктом СССР

26 декабря 1986г.

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РЕЗЕРВУАРОВ

И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

Москва «Недра» 1988

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары — мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные 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 оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т. д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ; а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно 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, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4. Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости — от 100 до 50 000 м3;

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 конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных — внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости — от 3 до 200 м3;

по расположению — наземные, 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 сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях 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 нефтепродуктов 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 следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

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 применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил. 1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.

В прил. 2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.

1.1.10. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукта в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.I.88.

1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном 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 перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 м3 включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары вместимостью более 8 м3 включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому 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, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

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

1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться 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 существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.

1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Требования к основаниям и фундаментам

1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить 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 выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т. д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.

Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.

При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

  • трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окрайка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • — трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу (трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • — трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;
  • — выпучины, вмятины и складки на днище;
  • — трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (главным образом, в нижних поясах).

1. Общие положения

1.1. Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.

1.2. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

  • — трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окрайка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • — трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу (трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • — трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;
  • — выпучины, вмятины и складки на днище;
  • — трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (главным образом, в нижних поясах). Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров, в местах присоединения трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;
  • — непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;
  • — не герметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;
  • — изменения геометрической формы верхних поясов стен резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;
  • — коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;
  • — значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;
  • — отрыв центральной стойки от днища резервуара;
  • — отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;
  • — затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;
  • — повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;
  • — обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;
  • — деформация днища по периметру резервуара;
  • — значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки основания);
  • — потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм в горизонтальных резервуарах;
  • — осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.

1.3. Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых:

  • — износ конструкций;
  • — охрупчивание металла при низких температурах;
  • — наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и др.), являющихся концентраторами напряжений;
  • — скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара;
  • — нарушение технологии монтажа и сварки;
  • неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований;
  • — коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах нефтепродуктов с повышенным содержанием серы;
  • — нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня их заполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

1.4. Руководство предусматривает типовые виды работ, выполняемые при ремонтах:

техническое обслуживание:

  • — проверка герметичности разъемных соединений, а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара;
  • — исправление сальниковых уплотнений и замена прокладок при обнаружении течи;
  • — осмотр состояния резервуарного оборудования (люки, клапаны, предохранители, система пожаротушения и т.д.):
  • — осмотр технического состояния окрайков днища и уторного сварного шва, отмостков;
  • — проверка работы хлопуши;
  • — проверка горизонтальности поверхности понтона, плотности прилегания затвора к стенке резервуара, наличие повреждений проводов для отвода статического электричества;

  • — измерение защитного потенциала днища;
  • — нивелировка окрайков днища;
  • — составление дефектной ведомости для очередного планового ремонта.

текущий ремонт:

  • — работы, предусмотренные техническим обслуживанием;
  • — зачистка и дегазация резервуара;
  • — проверка и ремонт сварных швов;
  • — ремонт и покраска верхней части понтона;
  • — ремонт затвора понтона и устройства для отвода статического электричества;
  • — наружная окраска резервуаров;
  • — ремонт систем орошения и пожаротушения;
  • — ремонт протекторной защиты;
  • — наложение одиночных и групповых заплат;
  • — проверка и ремонт поручней, стоек, лестниц.

капитальный ремонт:

  • — работы, предусмотренные текущим ремонтом;
  • — замена поясов резервуара, участков днища, кровли резервуара, несущих конструкций перекрытия;
  • — ремонт днища без замены листов, верхнего уторного уголка;
  • — ремонт понтона;
  • — демонтаж и удаление понтона не подлежащего ремонту;
  • — демонтаж и монтаж поручней, стоек и бортовых полос на площадках кровли и лестницах по всему периметру;
  • — демонтаж, ремонт и монтаж клапанов, хлопуш и управления к хлопушам, предохранителей и систем орошения;
  • — исправление осадок (кренов), укрепление основания фундамента;
  • — нанесение защитных антикоррозионных покрытий;
  • — испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

1.5. Ремонты проводят по графикам. Периодичность ремонтов не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.

Периодичность каждого вида ремонта устанавливается в зависимости от скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации и в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

4.1.6. Работы по ремонту резервуаров следует проводить в соответствии с действующими нормативными техническими документами, а также с учетом требований безопасности в строительстве.

4.1.7. Работники, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по их выполнению, а также инструктаж и проверку знаний по правилам безопасности проведения этих работ.

. Подготовительные работы

2.1. Подготовку резервуара к ремонтным работам начинают с его пропарки, естественного и искусственного вентилирования.

2.2. Необходимым условием выполнения ремонтных огневых работ на резервуарах является предварительная полная зачистка их от остатков нефтепродуктов, обеспечение пожаровзрывобезопасности.

2.3. Все технологические операции по зачистке резервуаров должны выполняться в соответствии с «Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов» и настоящими Правилами.

2.4. Руководитель предприятия, исходя из существующей структуры управления, должен утвердить инструкции, конкретизирующие права и обязанности лиц, ответственных за выполнение подготовительных и зачистных работ.

2.5. Работы по подготовке к ремонту резервуара с ведением огневых работ могут проводится только при наличии наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

2.6. Подготовительные работы включают также подготовку территории резервуарных парков и подготовку технических средств, оборудования, инструментов и пр. необходимого для выполнения работ.

На территории резервуарного парка, освобожденного от постороннего оборудования и каких-либо предметов, следует разместить необходимые для ремонта резервуара технические средства, оборудование, приспособления, инструмент и подручные средства:

2.7. Все применяемые машины, оборудование, инструмент и приспособления должны быть в исправном состоянии, снабжены паспортом или свидетельством о проведенной проверке или испытании.

2.8. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных смол, синтетических клеев, и металлопластиков требуются материалы в соответствии с техническими условиями и государственными стандартами (для отечественных материалов) или по условиям договора (для иностранных материалов).

2.9. Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:

  • — начинать работу только при наличии письменного разрешения руководителя предприятия, согласованного с пожарной охраной;
  • — обеспечить последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;
  • — отвечать за правильность и надежность отключения резервуара от всех трубопроводов с помощью установки на них заглушек, а также выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске;
  • — проверить исправность средств пожаротушения и заземления резервуара;
  • — обеспечить проведение анализов воздушной среды в период подготовки резервуара к зачистке в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88*;
  • — проверить качество выполненных подготовительных работ и сдать резервуар назначенной комиссии для последующего выполнения в нем зачистных работ.

2.10. Перед началом работ по зачистке и ремонту работники проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ, Работники, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются.

2.11. Работники, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по зачистке работники обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиной более 10 м следует применять их с принудительной подачей воздуха.

При работе внутри резервуара одновременно двух человек воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов как снаружи, так и внутри резервуара.

Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха.

2.12. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии работника, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу.

2.13. Наблюдающий обеспечивается такими же защитными средствами и спецодеждой, что и работающий внутри резервуара.

Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему.

Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего не должны проводиться. Ответственный за проведение зачистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом, контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие работников.

2.14. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только обмедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т.п.

Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.

2.15. По окончании подготовительных работ составляется акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ (приложение 14).

3. Ремонт металлоконструкций

Текущий и капитальный ремонты резервуаров следует производить по календарному графику, составленному на каждом предприятии, эксплуатирующем резервуары, в соответствии с «Системой планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов магистральных нефтепродуктопроводов».

График составляется с учетом особенностей эксплуатации резервуаров и утверждается главным инженером предприятия.

3.1. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли или понтона (плавающей крыши) подлежат удалению и ремонту.

3.2. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

3.3. Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками.

3.4. Дефектные участки сварных соединений удаляют:

  • — вырубкой пневматическим (ручным) зубилом;
  • — вырезкой абразивным кругом;
  • — вырезкой газовой резкой или вырезкой воздушно-дуговой резкой.

Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае, если вырубка выполняется при положительной температуре окружающего воздуха.

3.5. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Рекомендуемый режим резки металла приведен в таблице 7.

Таблица 7

Размер канавки, мм Рабочее давление газа, МПа
ширина глубина кислород ацетилен коксовый или природный
1 2 3 4 5
5 — 15 2 — 10 0,8 — 1,2 не менее 0,01 Не менее 0,02
Скорость резания, м/мин Расход газа
кислород ацетилен коксовый или природный газ
6 7 8 9
0,5 — 5,0 74 Для РПА-2 — 1,2 4,5

Примечание.. Глубина канавки и скорость резки зависят от угла наклона резака. 3.6. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку и т.д., а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали производится воздушно-дуговой резкой. Рекомендуемые режимы воздушно-дуговой резки приведены в таблице 8.

Таблица 8

4. Ремонт основания и фундамента

4.1. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:

  • — исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;
  • — исправление просевших участков основания;
  • — заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;
  • — ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);
  • — исправление отмостки.

4.2. При ремонте основания для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («черный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

4.3. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (в % по объему):

  • — песок крупностью 0,1 — 2 мм — от 80 до 85;
  • — песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — от 20 до 15.

Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве от 1,5 до 5 % от объема всего грунта. Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

4.4. В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы, мазуты, каменный деготь и полугудроны по техническим условиям.

Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по вместимости смеси.

4.5. При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.

Для выполнения ремонта основания в зимних условиях «черный» грунт следует укладывать подогретым до 50-60°С.

4.6. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится.

4.7. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

4.8. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают на них гидроизолирующий слой.

5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ

5.1. Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна соответствовать действующим стандартам или техническим условиям (на основании сертификатов) и предварительно очищена от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и других загрязнений. Для ремонта резервуаров следует применять спокойные стали по ГОСТ 380. Допускается использование кипящих сталей по ГОСТ 380 для ремонта стенки и днища резервуаров емкостью 3 — 5 м3, а также колеи жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех емкостей в районах с расчетной температурой до -30°С.

5.2. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и других приспособлений, а также измерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность (линейки, рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502).

5.3. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также быть комбинированными (из дерева и тонкого стального листа), шаблоны для резки заготовок — из картона и дерева.

Шаблоны следует изготовлять с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке (1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м) и припусков на обработку (+1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм).

5.4. Древесина для шаблонов применяется высушенная, из хвойных пород; картон — плотный толщиной 1,5 — 3,0 мм.

5.5. Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей, вырывов и шероховатостей, превышающих 1 мм.

5.6. Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняется в соответствии с ГОСТ 5264.

5.7. Сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм — встык; размер нахлестки рекомендуется не менее 30 — 40 мм; зазор между листами не должен превышать 1,0 мм.

5.8. Элементы (накладки), свариваемые внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара.

5.9. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара на 1 — 2,5 м, в зависимости от диаметра резервуара.

Концы листов (вставок) подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами (на длине по дуге 1,5 и 3,0 м) и листом толщиной 6 мм и более после вальцовки не должен превышать соответственно 2 и 4 мм.

Не допускается искривление листа (конусность). Углы элементов вставок и накладок закругляют.

5.10. Расстояние между непараллельными сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара — не менее 500 мм.

5.11. При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных приспособлений.

5.12. Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.

5.13. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина — 50 — 60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400 — 500 мм.

5.14. Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.

5.15. При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки соответствующих типов сталей.

5.16. При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.

5.17. Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.

Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предварительной разметке с выпуклой стороны.

Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура нагрева для углеродистой стали должна быть не менее 700 — 850°С.

Температуру нагрева металла рекомендуется определять с помощью термоиндикаторных карандашей или температурной шкалы цветов нагрева стали, приведенной в таблице 9.

Таблица 9

Температурная шкала цветов нагрева стали

Цвет нагрева Температура нагрева, °С
Темно-коричневый 550 — 580
Коричнево-красный 580 — 650
Темно-красный 650 — 730
Темно-вишнево-красный 730 — 770
Вишнево-красный 770 — 800
Светло-вишнево-красный 800 — 830
Светло-красный 830 — 900

Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна исключать закалку, коробление, трещины, надрывы. Для регулирования скорости охлаждения используется пламя горелки.

5.18. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.

5.19. Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже -25°С ударными инструментами запрещается.

5.20. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку. Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов резервуаров не допускается.

5.21. Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10°С. Сварку при более низких температурах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур (приложение 15).

5.22. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ к которым они могут быть допущены. Механизированная сварка выполняется сварщиками, прошедшими обучение по управлению указанной аппаратурой и получившими об этом соответствующие удостоверения. Сварщики на месте работы проходят технологическое испытание в условиях, тождественных с теми, в которых будет проводиться сварка конструкций.

Сварочные работы выполняются по утвержденным технологическим картам.

5.23. При выполнении сварочных работ при ремонте и исправлении дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

  • — сварка стыковых швов окрайка днища должна выполняться на соответствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается:
  • — конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;
  • — технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 — 6 мм, длину на 100 — 150 мм более длины дефектного места и ширину не менее 100 мм;
  • — вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, причем вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

При необходимости удаления вертикального шва по всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт производить участками, не превышающими высоту пояса; вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая их с наружной и с внутренней стороны резервуара; соединение листов кровли и днища резервуара должно выполняться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

5.24. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200 — 250 мм. Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла в соответствии с таблицей 10.

Таблица 10

Толщина листов, мм 4 — 5 6 — 7 8 — 9 10 — 12 12 — 14
Число слоев 1 2 2 — 3 3 — 4 3 — 4

5.25. Многослойную сварку стыков на низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200°С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 — 3 мм от ближайших границ проплавления.

5.26. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ и швов, прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответствии с требованиями ГОСТ 8713-79 «Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».

5.27. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.

5.28. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по контуру) коробчатых элементов.

6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ

Ремонт с помощью компонентов на основе эпоксидных смол

6.1. Исправление дефектных мест с использованием эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции и при ремонте резервуаров и понтонов применяют только для герметизации:

  • — внутренней поверхности резервуаров, кровли и верхних поясов, которые имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;
  • — сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;
  • — поплавков понтона;
  • — клепаных соединений резервуаров;
  • — прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

6.2. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации.

6.3. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров нефтепродукта). Правила охраны труда при работе с эпоксидными составами приведены в приложении 16.

6.4. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6 — 8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

6.5. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40 — 80 мм с помощью безыскровых приспособлений.

6.6. Для ремонта резервуаров рекомендуется применить эпоксидные композиции (клей) холодного отвердения, составы которых приведены в таблице 11.

Таблица 11

Составы клеевых композиций

Компонент Состав (в массовых частях)
I II
Смола эпоксидная непластифицированная ЭД-20 100 100
Дибутилфталат (пластификатор) 15
Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20 50
Пудра алюминиевая (наполнитель) 10 10
Полиэтиленполиамин (отвердитель) 10 10

Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно пластификатора.

6.7. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клее на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

Составы клеевых композиций приведен&l