Гидроизоляция каре резервуарного парка нормы

7. Требования к монтажу конструкций ГОСТ Р 52910-2008

7.1.1. Монтаж конструкций резервуаров должен осуществляться в соответствии с проектами КМ, ППР, требованиями настоящего стандарта (см. раздел 5) и [14], [15]. ППР является основным технологическим документом при монтаже резервуара

7.1.2. Зона монтажной площадки должна быть обустроена в соответствии со строительным генеральным планом и включать в себя площадки для работы и перемещения подъемно-транспортных механизмов, площадки складирования, временные дороги, необходимые помещения и инженерные сети (электроэнергия, вода, средства связи), средства пожаротушения.

7.1.3. При производстве монтажных работ запрещаются ударные воздействия на сварные конструкции из сталей с пределом текучести не более 390 МПа при температуре ниже минус 25 ºC, с пределом текучести более 390 МПа — при температуре ниже 0 ºC.

7.1.4. До начала монтажа резервуара должны быть проведены все работы по устройству основания и фундамента.

7.1.4.1. Приемка основания и фундамента резервуара производится заказчиком при участии представителей строительной организации и монтажника. Приемка основания и фундамента должна оформляться соответствующим актом.

7.1.4.2. Приемка оснований и фундаментов

Принимаемое основание и фундамент должны соответствовать требованиям проектной документации и настоящего стандарта.
Предельные отклонения размеров основания и фундаментов от проектных не должны превышать указанных в таблице 10.

Таблица 10. Предельные отклонения размеров основания и фундамента

Наименование параметра	Предельное отклонение, мм, при диаметре резервуара
	до 12 м	св. 12 до 25 м	св. 25 до 40 м	св. 40 до 65 м	св. 65 до 95 м
Отметка центра основания при плоском	0 . +10	0 . +20	0 . +30	0 . +40	0 . +45
Отметка центра основания при подъеме к центру	0 . +10	0 . +20	0 . +30	0 . +40	0 . +45
Отметка центра основания при уклоне к центру	0 . -5	0 . -10	0 . -15	0 . -20	0 . -20
Отметки поверхности периметра грунтового основания, определяемые под стенкой резервуара (разность отметок смежных точек через каждые 6 м)	10	15	—	—	—
Отметки поверхности периметра грунтового основания, определяемые под стенкой резервуара (разность отметок любых других точек)	20	25	—	—	—
Отметки поверхности кольцевого фундамента (гидроизолирующего слоя), определяемые в зоне расположения стенки (разность отметок смежных точек через каждые 6 м)	—	15	15	20	20
Отметки поверхности кольцевого фундамента (гидроизолирующего слоя), определяемые в зоне расположения стенки (разность отметок любых других точек)	—	25	30	40	50
4. Ширина кольцевого фундамента через каждые 6 м	0 . +50
5. Наружный диаметр кольцевого фундамента, четыре измерения (под углом 45 0)	± 20	± 20	+30	+40	+50
			-20	-30	-30
6. Толщина гидроизолирующего слоя (на основе песка и вяжущих присадок) на поверхности кольцевого фундамента	+5

7.1.5. Приемка металлоконструкций резервуара (входной контроль)

7.1.5.1. Приемка металлоконструкций резервуара в монтаж должна проводиться представителями заказчика и монтажника с оформлением акта установленной формы.
К акту приемки металлоконструкций в монтаж должны быть приложены:

• КМД изготовителя;
• комплектовочные (отправочные) ведомости;
• результаты измерений и испытаний при проведении заводского входного контроля металлопроката и сертификаты на сварочные материалы;
• карты контроля сварных соединений физическими методами.

7.1.5.2. Качество поставленных элементов и узлов металлоконструкций должно соответствовать требованиям технологической документации монтажника, проектной документации КМ, КМД и настоящего стандарта.

7.2. Монтаж конструкций днища

7.2.1. При сборке днища резервуара должна быть обеспечена сохранность основания (фундамента) и гидроизолирующего слоя от воздействия различных монтажных нагрузок.

7.2.2. Порядок и схема монтажа днища резервуара с окрайками должны предусматривать:

• расположение листов окраек в соответствии с привязочными размерами относительно осей резервуара по КМ и КМД;
• расположение и сварку элементов центральной части днища в соответствии с КМ и КМД.

7.2.3. Монтаж днища резервуара, не имеющего кольцевой окрайки, должен производиться рулонированными полотнищами или отдельными листами, собираемыми между собой внахлест или встык на остающихся подкладках.
В зоне расположения стенки резервуара нахлесточное соединение должно быть переведено в стыковое на остающейся подкладной полосе. Усиление сварных стыков под стенкой резервуара должно быть удалено заподлицо с основным металлом.

7.2.4. Отклонения размеров и формы смонтированного днища резервуара не должны превышать предельных значений, указанных в таблице 11.

Таблица 11. Предельные отклонения размеров формы днища резервуара.

Наименование параметра	Предельное отклонение, мм, при диаметре резервуара				Примечание
	до 12 м	св. 12 до 25 м	св. 25 до 40 м	св. 40 м
Высота местных выпучин или вмятин на центральной части днища	f ≤ 0,1R ≤ 80				— максимальная стрелка вмятины или выпучины на днище, мм; R — радиус вписанной окружности на любом участке вмятины или выпучины, мм. Резкие перегибы и складки не допускаются
Местные отклонения от проектной формы в зонах радиальных монтажных сварных швов кольца окраек (угловатость)	+3				Измерения проводят шаблоном на базе 200 мм
Подъем окрайки в зоне сопряжения с центральной частью днища	fa ≤ 0,03L		fa ≤ 0,04L		fa — высота подъема окрайки, мм; L — ширина окрайки, мм
Отметка наружного контура днища.При пустом резервуаре (разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру)	10	15	15	20	—
Отметка наружного контура днища.При пустом резервуаре (разность отметок любых других точек)	20	25	30	40	—
Отметка наружного контура днища. При заполненном водой резервуар (разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру)	20	25	25	30	—
Отметка наружного контура днища. При заполненном водой резервуар (разность отметок любых других точек)	30	35	40	50	—

7.3. Монтаж конструкций стенки

7.3.1. Монтаж стенки резервуара отдельными листами

Стенку резервуара при полистовой сборке монтируют методом наращивания или подращивания.

7.3.1.1. Метод наращивания предусматривает сборку стенки, начиная с 1-го пояса с последующей установкой листов стенки в проектное положение вверх по поясам.
При монтаже стенки резервуара методом наращивания:

• сборку листов 1-го пояса следует производить с соблюдением допустимых отклонений, указанных в ППР;
• сборку листов стенки между собой и с листами днища следует производить с применением сборочных приспособлений;
• вертикальные и горизонтальные стыки стенки собирают с проектными зазорами под сварку.

Устойчивость стенки от ветровых нагрузок при монтаже должна обеспечиваться установкой расчалок и секций временных колец жесткости.

7.3.1.2. Метод подращивания предусматривает сборку стенки резервуара, начиная с верхнего пояса с последующим подъемом собранной и сваренной конструкции специальными подъемными устройствами для сборки нижележащих поясов стенки. При монтаже методом подращивания устойчивость конструкции должна обеспечиваться специальной оснасткой, предусмотренной ППР. Метод подращивания может использоваться также в качестве комбинированного метода при монтаже верхней части стенки из рулонов, а нижних поясов — из отдельных листов.

7.3.2. Монтаж стенки резервуара рулонированными полотнищами

Монтаж стенки резервуара рулонированными полотнищами состоит из следующих основных этапов:

• подъем рулона стенки в вертикальное положение.

Технология выполнения работ при подъеме рулона должна обеспечивать сохранность полотнища стенки от воздействия монтажных и других нагрузок. Исходное положение рулона перед подъемом в плане следует принимать с учетом проектного положения оси монтажного стыка стенки;

• разворачивание полотнища стенки.

При разворачивании стенки должна быть обеспечена устойчивость полотнища от воздействия ветровых нагрузок с помощью закрепленных на нем расчалок, опорного или верхнего (для РВСПК) колец жесткости, щитов крыши;

• формообразование концевых участков полотнища стенки.

Для обеспечения формы монтажного стыка полотнищ необходимо провести формообразование начального и конечного участков полотнищ в соответствии с требованиями 7.3.3. Формообразование проводится на поясах толщиной 8 мм и более;

• сборка монтажного стыка стенки.

Сборку монтажного стыка выполняют с помощью технологических приспособлений с соблюдением проектных зазоров и разделки кромок в соответствии с требованиями ППР.

7.3.3. Отклонения размеров и формы смонтированной стенки резервуара не должны превышать предельных значений, указанных в таблице 12.

Источник

2.5. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ СКЛАДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

2.5. Резервуарные парки

2.5. Резервуарные парки

2.5.1. Для вновь строящихся и реконструируемых опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов не допускается хранение нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземных резервуарах.

2.5.2. Класс опасности опасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов определяется в зависимости от количества горючих жидкостей, находящихся в резервуарах, согласно проектной документации и в соответствии с таблицей 2 приложения 2 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2.5.3. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов (резервуар со стационарной крышей без понтона (далее — РВС); резервуар со стационарной крышей с понтоном (далее — РВСП); резервуар с плавающей крышей (далее — РВСПК)) осуществляется в зависимости от физико-химических свойств и показателей взрывоопасности хранимых продуктов.

Для исключения образования взрывоопасной концентрации паров, а также для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов РВС следует оборудовать техническими системами и средствами, предотвращающими образование взрывоопасных смесей и возможность взрыва внутри резервуара (газоуравнительные системы, системы улавливания и рекуперации паров, системы подачи инертных сред — создание азотной «подушки», применение общей газоуравнительной линии со сбросом газовой среды через гидрозатвор на свечу рассеивания в атмосферу).

Для продуктов с температурой вспышки свыше 55 °C и давлением насыщенных паров менее 26,6 кПа применяют РВС, газоуравнительные системы и системы улавливания и рекуперации паров.

Технические решения по применению систем и средств для предотвращения образования взрывоопасных смесей устанавливаются в проектной документации с учетом регламентированных режимов хранения, проведения операций приема и откачки продуктов хранения.

2.5.4. Для площадочных опасных производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта для аварийного сброса следует применять резервуары, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами без понтона, газоуравнительной системы и системы улавливания и рекуперации паров.

2.5.5. При оснащении резервуаров газоуравнительной системой следует предусматривать средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае его аварийного состояния в целях недопущения развития аварии по газоуравнительной системе.

При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой не допускается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными бензинами.

2.5.6. При применении стальных резервуаров с защитной стенкой (типа «стакан в стакане») должен быть обеспечен контроль утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметру. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара он должен быть выведен из эксплуатации.

2.5.7. Стальные вертикальные резервуары в зависимости от их назначения должны быть оснащены:

приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;

дыхательной и предохранительной арматурой с огнепреградителями;

устройствами для отбора проб и удаления подтоварной воды;

приборами контроля и сигнализации;

устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов;

устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования и схема их расположения обосновываются в проектной документации.

2.5.8. Резервуары для авиационных топлив на топливо-заправочных комплексах должны быть оборудованы плавающими устройствами для верхнего забора топлива.

Не допускается хранить авиационные бензины и топливо для реактивных двигателей в РВСПК и (или) понтоном.

Резервуары не должны быть оборудованы газоуравнительной системой и системой улавливания и рекуперации паров.

2.5.9. Устанавливаемое на резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов оборудование, арматура и приборы контроля, сигнализации и защиты должны обеспечивать безопасную эксплуатацию резервуаров при:

наполнении, хранении и опорожнении;

зачистке и ремонте;

отстое и удалении подтоварной воды;

замере уровня, температуры, давления.

2.5.10. Каждый резервуар, введенный в эксплуатацию, должен соответствовать проектной документации, иметь технический паспорт, в котором указан его порядковый номер согласно технологической схеме резервуарного парка, нанесенный также на корпус резервуара.

2.5.11. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств.

2.5.12. Максимальная производительность наполнения (опорожнения) для РВСПК и (или) понтоном ограничивается допустимой скоростью движения понтона (плавающей крыши), которая не должна превышать для резервуаров емкостью до 30 000 м3 — 6 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 30 000 м3 — 4 м/ч. При этом скорость понтона при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.

2.5.13. Перепад между атмосферным давлением и давлением в резервуарах должен поддерживаться установленной дыхательной и предохранительной арматурой. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого продукта.

2.5.14. При установке на резервуарах гидравлических клапанов последние должны быть заполнены трудноиспаряющейся, некристаллизующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.

2.5.15. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея в целях недопущения уменьшения их пропускной способности. Сроки между осмотрами устанавливаются в технической документации организации-изготовителя.

2.5.16. На резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами, должны устанавливаться предохранительные клапаны. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются на самостоятельных патрубках.

2.5.17. Материал уплотнителей (затворов) понтонов и плавающих крыш должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры окружающей среды и обосновываться в проектной документации.

2.5.18. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосов должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другие в случае аварии. Для аварийного освобождения резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ оснащаются запорной арматурой. Применение запорной арматуры с дистанционным управлением устанавливается в проектной документации. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением производится из операторной, а также из мест, доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях. Время срабатывания арматуры устанавливается в проектной документации.

2.5.19. Свеча рассеивания для сброса паров нефти и нефтепродуктов должна обеспечивать условия рассеивания газа, исключающие образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Место размещения и высота свечи рассеивания должны определяться в проектной документации.

2.5.20. Резервуары для нефти и нефтепродуктов должны быть оснащены контрольно-измерительными приборами в соответствии с проектной документацией.

2.5.21. Для удаления подтоварной воды из вертикальных цилиндрических резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, должна быть предусмотрена система дренирования подтоварной воды.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого устройством для дренажа воды.

2.5.22. В целях предотвращения переполнения системы дренирования при автоматическом сбросе подтоварной воды должна быть выполнена блокировка, исключающая переполнение приемной емкости.

2.5.23. Для вновь строящихся и реконструируемых резервуаров со светлыми нефтепродуктами следует предусматривать стационарные пробоотборники, расположенные внизу.

Ручной отбор проб светлых нефтепродуктов через люк на крыше резервуара не допускается.

2.5.24. Для коммерческого учета и определения качества нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах, допускается ручной отбор и замер их уровня. Операции по замеру уровня и отбору проб выполняются комиссионно в соответствии с инструкцией по учету и контролю качества нефтепродуктов, утвержденной эксплуатирующей организацией.

2.5.25. Контроль уровня нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами.

2.5.26. Резервуарные парки хранения светлых нефтепродуктов должны оснащаться средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров. Все случаи обнаружения утечек в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны регистрироваться приборами с выводом показаний в помещение управления (операторной) и документироваться.

Технические решения, количество и порядок размещения приборов обнаружения в обваловании резервуаров нефтепродуктов и (или) их паров должны устанавливаться в проектной документации в зависимости от вида хранящихся нефтепродуктов, условий их хранения, объема единичных емкостей резервуаров и порядка их размещения в составе склада.

2.5.27. На площадках резервуарных парков хранения светлых нефтепродуктов в районе запорно-регулирующей арматуры узла подключения склада (парка), расположенного за пределами обвалования, должны устанавливаться приборы обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров.

Количество приборов обнаружения нефтепродуктов и (или) их паров должно выбираться в зависимости от площади, занимаемой узлом, и устанавливаться в проектной документации в соответствии с техническими характеристиками приборов, указанных в паспортах организации-изготовителя.

2.5.28. При хранении высоковязких и застывающих нефтепродуктов должен быть предусмотрен их подогрев. Выбор вида теплоносителя и способа подогрева обосновывается в проектной документации в зависимости от вида хранимого или перекачиваемого продукта, его физико-химических свойств и показателей взрывопожароопасности, климатических условий, типа резервуаров для хранения.

2.5.29. Резервуары для мазута должны быть оборудованы устройствами подогрева мазута. При расположении внутри резервуара парового разогревающего устройства снаружи резервуара должны быть предусмотрены штуцеры для дренажа и воздушника с запорными устройствами для дренирования конденсата и отвода воздуха в период пуска.

2.5.30. Температура подогрева мазута в резервуарах должна быть ниже температуры вспышки его паров в закрытом тигле не менее чем на 15 °C и не превышать 90 °C. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с регистрацией показаний в помещении управления (операторной) и документироваться.

В резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, не допускается подогрев мазута при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.

2.5.31. Подогреватели должны быть изготовлены из стальных бесшовных труб.

2.5.32. При хранении в резервуарах нефти, мазута и других высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков должна быть предусмотрена система размыва.

2.5.33. Установка электрооборудования, не связанного с эксплуатацией резервуаров, и транзитная прокладка электрокабельных линий внутри обвалования резервуаров не допускаются.

2.5.34. Запорные устройства, установленные непосредственно у резервуара, должны дублироваться установкой запорных устройств на технологических трубопроводах вне обвалования.

Узлы задвижек вне обвалования должны обеспечивать необходимые технологические переключения, а также возможность надежного отключения каждого резервуара. Применение арматуры с дистанционным управлением (электро-, пневмо- или гидроприводной) определяется условиями технологического процесса перекачки с обоснованием в проектной документации.

Для вновь проектируемых резервуаров управление приводами запорной арматуры должно быть дистанционным из операторной и по месту ее установки.

2.5.35. Общее освещение резервуарных парков должно осуществляться прожекторами. Прожекторные мачты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от резервуаров, но во всех случаях вне обвалования или ограждающих стен.

2.5.36. Нефтепродукты должны подаваться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания для обеспечения электростатической безопасности (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

2.5.37. Все технологические операции по приему, хранению и отгрузке нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках проводятся в соответствии с требованиями производственных инструкций, утвержденных эксплуатирующей организацией, и настоящих Правил.

2.5.38. В процессе эксплуатации резервуаров следует обеспечивать осмотр их технического состояния, техническое обслуживание, ремонт и техническое диагностирование в соответствии с техническими документами, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией на основании требований проектной документации, нормативных правовых актов и нормативных документов в области промышленной безопасности.

2.5.39. При внутреннем осмотре резервуаров, колодцев управления задвижками и других сооружений при наличии в них паров нефтепродуктов следует использовать изолирующие средства защиты органов дыхания.

Источник