Типы затворов для резервуаров


Классификация затворов

Затворы поворотные дисковые

Затворы шиберные (ножевые)

Шиберная задвижка перемещается в плоскости перпендикулярной оси трубы при помощи винтового механизма и бугельного узла. Перекрывать движение рабочей среды и обеспечивать герметичность ей «помогают» уплотнительные кольца и сальники. Все детали запорного устройства находятся в литом корпусе (бывают и сварные — для трубопроводов большого диаметра и повышенного давления). В сравнении с устройствами, имеющими клиновой затвор, шиберная ножевая задвижка обладает заметным преимуществом — внутри практически не скапливаются абразивные материалы, перемещаемые вместе с рабочей средой. Отсутствие нежелательных твердых частиц, во-первых, снижает интенсивность износа трубопроводной арматуры, чем, продлевает срок ее эксплуатации. Во-вторых, не нарушается герметичность соединения, а проходное отверстие перекрывается полностью, останавливая движение потока.

Уплотняющие затворы для понтонов

Уплотняющие затворы — устройства для сокращения потерь от испарения при хранении нефтепродуктов и может быть использовано для перекрывания зазора между стенкой резервуара и понтоном. Уплотняющий затвор мягкого типа для понтонов резервуаров включает блок уплотнения, состоящий из наружной эластичной оболочки и входящей в нее внутренней эластичной оболочки, заполненной под контролируемым давлением газообразной флегматизирующей средой. Среди затворов для понтонов, преимущество затворов ЗМП состоит в том,что затвор легко собирается в резервуаре и не имеет подвижных искро-образующих деталей. Кроме того, он обладает высокой степенью герметичности, износостоек, высокоэластичен, морозостоек, долговечен.

 

Также существует классификация:

По типу управления:

По типу штока:

По направлению потока:

По материалу корпуса:

 

 

 

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Хранение нефти и нефтепродуктов


Основным направлением индустрии в настоящее время является добыча нефтепродуктов. Но за этим следует важный вопрос — их хранения. Хранение обеспечивается в основном нефтебазами крупного, среднего и мелкого масштаба. Нефтебаза — это огромный комплекс по приемке, хранению и разгрузке продуктов нефтедобывающей промышленности.

Основные виды нефтяной продукции:

Все инженерные конструкции для хранения нефтепродуктов подразделяют на 3 основных вида:

Применение бункеров каждого вида регламентировано стандартами производства. Сейчас самым популярным считается наземный класс вертикальных сооружений из нержавеющей стали. Такие изделия характеризуются цилиндрической формой, их относят к РВС (резервуары вертикальные стальные).

Есть и горизонтальные конструкции для хранения, но они в отличие от прочих изготавливаются и применяются там, где емкость ресурсов достигает 3-100 кубометров. Чаще всего они могут доставляться на место в собранном виде. Также условия хранения нефтепродуктов в подобных конструкциях позволяют создавать вакуум или же высокое давление.

 

Как работают хранилища нефтепродуктов

Строительство новых комплексов по добыче и хранению сырья ведется непрерывно и быстрыми темпами. При этом развивается и транспортировка, хранение и учет нефтепродуктов.

Стальные конструкции современного типа отличаются:

Важно отметить фактор экологичности. Хранение нефтепродуктов в таре сейчас проводится максимально безопасно, поэтому исключаются практически любые риски. Данные конструкции разрабатываются, чтобы защитить ресурсы от загрязнения и дальнейшей порчи. Поэтому все подобные сооружения характеризуются высокой сложностью исполнения.

Все сооружения и здания, а также энергетическое и  технологическое оборудование и вспомогательные устройства нефтебазы необходимо эксплуатировать в строгом соответствии с требованиями, разработанными при проектировании и закрепленными в  проектно-эксплуатационной документации. Если в процессе монтажа, технической проверки или в процессе эксплуатации обнаружены несоответствия этим требованиям, то такое оборудование эксплуатировать нельзя.

Нефтебазы должны быть полностью укомплектованы необходимыми техническими средствами и  материалами, предназначенными для  локализации и ликвидации последствий аварийных ситуаций, а также  для их  предупреждения. Действия персонала предприятия в таких ситуациях регламентируются соответствующими планами, утвержденными руководством нефтебазы.

 

Любая нефтебаза должна иметь в наличии и постоянно вести следующую документацию:

 

Классификация нефтебаз

Нефтебаза, в зависимости от  различных критериев, может быть:

по своему назначению:

по транспортному критерию:

общая вместимость и максимальный размер резервуара:

по объему годового оборота:

 

 

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Коррозия в нефтегазовой отрасли


Коррозия оборудования

Главными причинами снижения ресурса практически всех видов нефтеперерабатывающего оборудования являются коррозионные повреждения и их эрозионно-механический износ.

В нефтегазовой промышленности коррозия является огромной проблемой, как и для любой другой области. Коррозия и родственные ей процессы – основные факторы, снижающие надежность оборудования. Данные проблемы возникают на всех этапах жизненного цикла производства углеводородов – от бурения и добычи до трубопроводного транспорта и переработки. Статистика аварий на трубопроводах нефтяных промыслов в наших условиях может быть только приблизительной. Большинство случаев прорывов попросту замалчивается, либо все решается полюбовно на местном уровне. С полным основанием можно утверждать лишь то, что 70—75% зафиксированных аварий происходит из-за коррозионного износа. Со вступлением месторождения на завершающую стадию, коррозия усиливается по следующим причинам: увеличение обводненности, износ оборудования, применяемые методы интенсификации.

Широкий спектр условий среды, свойственный нефтегазовой индустрии, делает необходимым разумный и экономически эффективный подбор материалов и мер по борьбе с коррозией. Более половины из них связаны со сладкими CO2 и кислыми H2S рабочими жидкостями.

Присутствие диоксида серы и сероводорода (он может вызывать коррозию низкотемпературного оборудования или служить причиной серьезной и часто неразрешимой проблемы высокотемпературного разрушения каталитической аппаратуры) в производимых жидкостях и кислорода во впрыскиваемой морской воде являются основными источниками коррозии в нефтегазовой промышленности.

Углекислотная коррозия

 

Данный вид коррозии — самый распространенный при влажном производстве. Он является причиной более 60% аварий. Впрыск диоксида углерода (CO2) является одним из способов извлечения нефти, которую невозможно извлечь при помощи обычных (первичных или вторичных) технологий. CO2 присутствует в полученной жидкости. Несмотря на то, что сам по себе он не вызывает катастрофических ситуаций, подобно сероводороду, диоксид углерода может привести к очень быстрой локализованной коррозии (мезакоррозии). Сухой газ CO2 сам по себе не вызывает коррозии при температурах, преобладающих в нефтегазовой промышленности, его требуется растворить в водной фазе. Только так он может способствовать электрохимической реакции между водной фазой и сталью. Диоксид углерода хорошо растворим в воде и солевых растворах. Однако следует иметь в виду, что в углеводах он обладает еще лучшей растворимостью – обычно, в пропорции 3:1. Растворяясь в воде CO2, образует угольную кислоту – слабую, по сравнению с другими неорганическими кислотами и не полностью диссоциирующую. Для защиты от углекислотной коррозии скважинного оборудования газоконденсатных скважин месторождений разработан ингибитор ГРМ, активным началом которого является смесь жирных кислот и их сложных эфиров. Кроме того, ингибитор может применяться для защиты нефтяного оборудования от коррозии, вызываемой минерализованной водой, содержащей кислород.

Коррозия сернистой нефтью

 

Представляет собой более серьезную из проблему связанных с нефтегазовой промышленностью. Если в случае углекислотной коррозии речь идет о медленной локализованной потере металла, то коррозия сернистой нефтью может привести к формированию трещин. Эти повреждения трудно заметить на ранней стадии и начать внимательно следить за ними, а потому они могут привести к катастрофической и – вполне возможно – опасной аварии. Восстановление элементарной серы до сульфида может, в известных условиях, служить катодной реакцией при коррозии железа и стали этим и объясняется усиление низкотемпературной коррозии нефтяного оборудования в присутствии серы. Таким образом, первостепенной задачей является обнаружение риска на стадии разработки и выбор материалов, не склонных к образованию трещин, а не контроль над ситуацией при помощи ингибиторов коррозии.

Кислородная коррозия в морской воде

 

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы. Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости. Тем не менее, способность этих сталей противостоять коррозии при контакте с нефтепродуктами и морской водой недостаточна и является одним из основных источников проблем.

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра. Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях. Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы. Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Биокоррозия

 

Данный вид коррозии — это неотъемлемый спутник нефтегазовой промышленности. Около 80 % коррозионных повреждений оборудования обусловлено жизнедеятельностью микробиоты. Бактерии цикла серы (тионовые и сульфат редуцирующие) ускоряют подземную коррозию оборудования и нефтепроводов. Биокоррозийную агрессивность грунта устанавливают по наличию сульфат восстанавливающих бактерий (СВБ), повышающих агрессивность грунта, из-за продуцирования сероводорода (Н2S), тионовых бактерий, понижающих водородный показатель (рН) грунта за счет вырабатывания серной кислоты. Образование серной кислоты и возникновение липидов являются фактором, который усиливает коррозионную активность.

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Обогрев резервуаров и емкостей


Системы обогрева

 

Обогрев резервуаров, а именно хранимой жидкости, необходим для поддержания рабочей температуры продукта в том случае, если это вязкие нефтепродукты, мазут, битум, дизельное топливо, густые трансформаторные масла и другие жидкости, отличительной чертой которых является высокая температура перекачивания, быстрое застывание, загустение, кристаллизация и замерзание. Также широко распространена необходимость нагрева воды, например, пожарной. Системы подогрева также компенсируют эксплуатационные теплопотери и выполняют функцию стартового разогрева хранимой жидкости для начала какого-либо технологического процесса.

Кроме поддержания рабочей температуры, обогрев емкостей защищает технологические трубопроводы от замерзания и обледенения, позволяет избегать повышенное образование донных отложений, застоев и загустений на днище, а также предотвращает образование конденсата на стенках резервуаров или трубопроводов.

Системы обогрева также применяются в силосах и бункерах для нагрева твердых рабочих продуктов (например, угля, песка), что препятствует смерзанию отдельных фракций хранимого продукта.

Для более эффективного разогрева и поддержания заданной температуры, рекомендуется устраивать теплоизоляцию корпуса, которая может быть выполнена из минеральной ваты, оцинкованных защитных кожухов и современного материала — пенополиуретана.

Системы для обогрева резервуаров и емкостей бывают различного назначения:

 

Электрообогрев резервуаров и емкостей

Промышленные электрические системы подогрева нефтепродуктов в резервуарах и емкостях являются современным и одним из наиболее распространенных и эффективных способов поддержания рабочей температуры внутри сосуда.

В зависимости от объема резервуара, необходимой температуры, степени агрессивности и взрывоопасности рабочего продукта, ТД САРРЗ предлагают следующие модификации электронагревательные устройства для подогрева резервуаров и емкостей:

Погружные нагреватели серии НП и НФв

погружные нагреватели серии НП и НФв

 

Врезные нагреватели серии НФ и НФв

Врезные нагреватели серии НФ и НФв

Проточные подогреватели МЭК

Наружные электрокабели и нагревательные панели:

наружные электрокабели и нагревательные панели для резервуаров

Вне зависимости от внутреннего или внешнего электрообогрева, все системы взрывобезопасны и могут использоваться на опасных производственных объектах.

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов


МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Технические условия

Horizontal steel tanks for petroleum products. Specifications



Сведения о стандарте

  1. РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом «Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им. Н.П. Мельникова» (ЗАО «ЦНИИПСК им. Н.П. Мельникова»), Открытым акционерным обществом «РЕЗМЕТКОН», Открытым акционерным обществом «Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова»
  2. ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»
  3. ПРИНЯТ Межгосударственной научно-технической комиссией по стандартизации, техническому нормированию и сертификации в строительстве (дополнение к приложению Д протокола от 6-7 октября 2010 г. N 37)


За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны
по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование органа государственного управления строительством

Республика Армения

AM

Министерство градостроительства

Республика Казахстан

KZ

Агентство по делам строительства и жилищно-коммунального хозяйства

Кыргызская Республика

KG

Госстрой

Республика Молдова

MD

Министерство строительства и регионального развития

Российская Федерация

RU

Департамент регулирования градостроительной деятельности Министерства регионального развития

Республика Таджикистан

TJ

Агентство по строительству и архитектуре при Правительстве

Республика Узбекистан

UZ

Госархитектстрой

  1. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 апреля 2011 г. N 50-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 17032-2010 введен впервые в действие в качестве межгосударственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2012 г.
  2. ВЗАМЕН ГОСТ 17032-71



Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта публикуется в указателе «Национальные стандарты».

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в указателе (каталоге) «Национальные стандарты», а текст изменений — в информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты»

 Область применения


Настоящий стандарт распространяется на горизонтальные стальные резервуары объемом от 3 до 100 м3, предназначенные для хранения нефтепродуктов.

Допускается применение резервуаров для хранения технической воды и неагрессивных продуктов с плотностью до 1300 кг/м3.

Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

  • ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы
  • ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
  • ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
  • ГОСТ 8510-86 Уголки стальные горячекатаные неравнополочные. Сортамент
  • ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
  • ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
  • ГОСТ 11534-75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
  • ГОСТ 12619-78 Днища конические отбортованные с углами при вершине 60° и 90°. Основные размеры
  • ГОСТ 12620-78 Днища конические неотбортованные с углами при вершине 60°, 90° и 120°. Основные размеры
  • ГОСТ 12621-78 Днища конические неотбортованные с углом при вершине 140°. Основные размеры
  • ГОСТ 12622-78 Днища плоские отбортованные. Основные размеры
  • ГОСТ 12623-78 Днища плоские неотбортованные. Основные размеры
  • ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
  • ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
  • ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
  • ГОСТ 19903-74 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент
  • ГОСТ 22727-88 Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля
  • ГОСТ 23518-79 Дуговая сварка в защитных газах. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
  • ГОСТ 25346-89 Основные нормы взаимозаменяемости. Единая система допусков и посадок. Общие положения, ряды допусков и основных отклонений
  • ГОСТ 27772-88 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

    Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю «Национальные стандарты», составленному на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Термины и определения


В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

  1. общий срок службы резервуара: Назначенный срок безопасной эксплуатации, в течение которого резервуар не достигнет предельного состояния при выполнении необходимого регламента обслуживания и ремонтов.
  2. расчетный срок службы резервуара: Срок безопасной эксплуатации до очередного диагностирования или ремонта, в течение которого резервуар не достигнет предельного состояния.
  3. прочноплотный сварной шов: Сварной шов, обеспечивающий прочность и непроницаемость металла шва и околошовной зоны сварного соединения.
  4. минимальная конструктивная толщина стенки корпуса: Принятая из сортамента минимальная толщина стенки, достаточная для нормальной эксплуатации.


Общие положения

  1. Настоящий стандарт устанавливает требования к проектированию, изготовлению и испытанию горизонтальных стальных резервуаров.
  2. Требования настоящего стандарта распространяются на следующие условия эксплуатации резервуаров:
    1. рабочая среда (хранимый продукт) взрывоопасная и пожароопасная или 1-го, 2-го, 3-го и 4-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007;
    2. техническая вода, неагрессивные жидкие продукты.
  3. Расположение резервуаров — надземное и подземное.
  4. Подземные одностенные резервуары должны устанавливаться внутри казематов, выполненных из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов, а также обеспечивающих защиту от грунтовых вод.
  5. Климатическое исполнение и категория размещения резервуаров — У1 и УХЛ1 по ГОСТ 15150.


Требования к проектированию

Основные требования

  1. Плотность хранимых в резервуарах нефтепродуктов не более 1300 кг/м3.
  2. Температуры хранимых продуктов:
    1. максимальная — не выше плюс 90 °С,
    2. минимальная — не ниже минус 65 °С.
  3. Рабочее избыточное давление — не более 0,07 МПа (0,7 кг/см2) для резервуаров с коническими днищами и 0,04 МПа (0,4 кг/см2) — для резервуаров с плоскими днищами; рабочее относительное разрежение в газовом пространстве не должно превышать 0,001 МПа (0,01 кг/см2).
  4. Сейсмичность района строительства — не более 7 баллов по картам ОСР-97; при сейсмичности более 7 баллов необходимо выполнение специальных расчетных и конструктивных мероприятий, соответствующих требованиям действующих нормативных документов, регламентирующих строительство зданий и сооружений в сейсмических районах.
  5. Резервуары в неводонасыщенных грунтах обратной засыпки устанавливают при следующих условиях:
    1. плотность грунта — не более 1700 кг/м3;
    2. угол естественного откоса — 30°;
    3. максимальная высота засыпки грунта над верхней образующей стенки — 1200 мм при отсутствии временных нагрузок на поверхности (кроме снегового покрова).
  6. Резервуары в водонасыщенных грунтах обратной засыпки устанавливают при следующих условиях:
    1. плотность грунта — не более 1100 кг/м3 с учетом взвешивающего действия воды;

б) коэффициент пористости грунта — 0,4;

в) высота засыпки грунта над верхней образующей стенки — до 1200 мм при отсутствии временных нагрузок на поверхности (кроме снегового покрова);

г) уровень грунтовых вод — на дневной поверхности земли.

Расчетные требования

  1. Элементы горизонтального цилиндрического резервуара надземного расположения подвергаются воздействию следующих основных нагрузок:
    1. гидростатическое давление жидкости;
    2. избыточное давление паров жидкости;
    3. относительный вакуум;
    4. собственная масса резервуара;
    5. сейсмическое воздействие.
    6. Снеговая нагрузка не учитывается ввиду ее незначительного значения.
    7. Ветровая нагрузка должна учитываться применительно к пустому резервуару для предотвращения его опрокидывания за счет принятия конструктивных решений.
  2. Для резервуаров подземного расположения должны учитываться вышеперечисленные нагрузки плюс плотность грунта и снегового покрова. При расположении резервуара в водонасыщенных грунтах должно учитываться возможное всплытие пустого резервуара, для чего необходимо предусмотреть его анкеровку.
  3. При определении продольного нормального усилия (напряжения) в стенке надземного резервуара от действия перечисленных нагрузок (см. 5.2.1) допускается рассматривать двухопорную балку кольцевого сечения. В данном случае расстояние между опорами ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия должно быть ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия, где lp является полной длиной резервуара.
    Для принятого (см. 5.2.1) случая расчетный момент ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия в опасном сечении корпуса (в пролете или на опоре) будет составлять

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия(5.1)


где ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — равномерно распределенная нагрузка от массы резервуара и продукта.

Соответствующие меридиональные напряжения ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия в корпусе резервуара должны соответствовать требованию

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия(5.2)


где ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — расчетное сопротивление стали стенки корпуса резервуара; 

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия0,8 — коэффициент условия работы.

Минимальная конструктивная толщина стенки корпуса надземного резервуара должна быть не менее 4 мм, а подземного — не менее 5 мм.

4. Для резервуаров надземного и подземного расположения требуется проводить поверочный расчет устойчивости стенки резервуара.

Конструктивные требования

  • Основные типы и параметры
    • По конструктивным особенностям резервуары подразделяют на типы:
      • резервуар горизонтальный стальной одностенный (РГС);
      • резервуар горизонтальный стальной двухстенный (РГСД).
    • Резервуары могут быть однокамерными и многокамерными (с внутренними герметичными перегородками).
    • Рекомендуемые объемы резервуаров ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия: 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 40, 50, 60, 75, 100 мГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.
    • Основные типоразмеры резервуаров должны соответствовать транспортным габаритам и устанавливаться в технических условиях (ТУ) предприятий-изготовителей.
  • Корпуса резервуаров
    • Одностенные корпуса


Обечайки стенки резервуара допускается изготавливать из вальцованных заготовок методом рулонирования или комбинированным методом.

Стенка корпуса резервуара должна изготавливаться из свальцованной по заданному радиусу заготовки, сваренной в нижнем положении из нескольких листов. Расстояние между продольными сварными швами должно быть не менее 100 мм.

При рулонном изготовлении стенки из предварительно сваренных заготовок замыкающий продольный шов должен быть стыковым двусторонним и располагаться в верхней части резервуара.

После сборки и сварки обечаек стенка резервуара (без днища) должна соответствовать следующим требованиям:

  • отклонение по длине — не более ±0,3% номинальной длины, но не более ±75 мм;
  • отклонение от прямолинейности — не более 2 мм на длине 1 м, но не более 30 мм на длине стенки более 15 м.


Отклонение внутреннего (наружного) диаметра стенки резервуара допускается не более ±1% номинального диаметра, если в технической документации на резервуар не указаны более жесткие требования.

  • Двухстенные корпуса

Для подземного расположения резервуаров используются резервуары с двухстенными корпусами. Расстояние между стенками должно быть не менее 4 мм и обеспечиваться использованием вальцованного прямоугольного профиля, приваренного к внутренней стенке резервуара.

Наружная стенка двустенного резервуара должна выполняться полистовым методом или методом рулонирования. Замыкающие продольные и поперечные швы обечайки при полистовом методе должны быть выполнены встык на подкладках. Замыкающий шов при рулонном методе выполняется встык на подкладке или внахлест.

  • Конструктивные решения днищ резервуаров

Днища резервуаров должны быть:

  • плоские отбортованные и неотбортованные;
  • конические отбортованные и неотбортованные.

Основные типы и размеры днищ:

  • конические отбортованные по ГОСТ 12619, ГОСТ 12621;
  • конические неотбортованные по ГОСТ 12620;
  • плоские отбортованные по ГОСТ 12622;
  • плоские неотбортованные по ГОСТ 12623;
  • допускаются другие типы и размеры по согласованию с заказчиком.

Межкамерные перегородки

Межкамерные перегородки должны быть двойными во избежание перемешивания нефтепродуктов, содержащихся в соседних камерах, в случае нарушения герметичности одной из перегородок.

Для контроля герметичности межстенного пространства, а также межкамерных перегородок резервуаров следует использовать газообразный азот или специальные жидкости, соответствующие следующим требованиям: плотность жидкости должна быть выше плотности нефтепродукта, температура вспышки жидкости не должна быть ниже 100 °С, жидкость не должна вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в конструкции резервуара, и нефтепродуктом.

5.3.2.5 Диафрагмы, кольца жесткости

Треугольные диафрагмы следует устанавливать внутри резервуара в местах расположения опорных ложементов. Крепление элементов диафрагм к фасонкам выполняется с использованием сварки или болтовых соединений.

Допускается замена треугольных диафрагм сплошными кольцами таврового сечения, обеспечивающими прочность и жесткость опорных сечений резервуара. При этом необходимо предусмотреть возможность слива остатков хранимого продукта из придонных секций резервуара.

Установку колец жесткости проводят при условии, что отношение ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия 200 (ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — радиус обечайки корпуса резервуара, ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — толщина обечайки), а расстояние между ними — 1,5-1,8 м в зависимости от ширины вальцованных листов обечайки. В качестве промежуточных колец жесткости следует применять неравнополочные уголки по ГОСТ 8510 сечением:

  • при ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия40 мГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — не более L80х60;
  • при ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия50 мГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — не более L100x63.

Оборудование резервуара

Номенклатура устанавливаемого на резервуаре оборудования должна регламентироваться технологической частью проектной документации на резервуар.

В верхней части однокамерных резервуаров должны располагаться люк-лаз (ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия 800) и патрубок для установки оборудования. Применительно к двустенным резервуарам (подземное расположение) люки и патрубки должны быть вынесены на высоту 200 мм над поверхностью земли. Для многокамерных резервуаров люки-лазы и технологические патрубки должны быть установлены на каждой камере.

Все отверстия в корпусе и днище резервуара для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками, расположенными по периметру отверстий. Толщину накладок принимают равной толщине корпуса или днища резервуара. Допускается установка патрубков условным проходом не более 50 мм включительно без усиливающих накладок.

Диаметр усиливающих накладок должен быть не менее двух диаметров люков или патрубков.

Требования к выбору стали

  • Все конструктивные элементы резервуаров по требованиям к материалам подразделяют на основные и вспомогательные.
    • К основным конструкциям относят: стенки, днища, перегородки, опорные диафрагмы и кольца жесткости, люки, патрубки, усиливающие накладки, опоры.
    • К вспомогательным конструкциям относят: лестницы, площадки, переходы и ограждения.
  • Материалы по химическому составу, механическим свойствам и хладостойкости должны соответствовать требованиям настоящего стандарта, проектной документации и ТУ на изготовление резервуаров.
  • Качество и характеристики материалов должны подтверждаться соответствующими сертификатами.
  • Для основных конструкций резервуаров должна применяться только углеродистая (полностью раскисленная) сталь обыкновенного качества или низколегированная. Для вспомогательных конструкций с учетом температурных условий эксплуатации допускается применение углеродистой полуспокойной и кипящей сталей. Листовой прокат углеродистых сталей обыкновенного качества и углеродистых низколегированных сталей следует применять с содержанием серы не более 0,04% и массовой долей фосфора не более 0,035%.
  • Выбор марки стали для конкретного сооружения определяется расчетной температурой металла. За расчетную температуру металла следует принимать наиболее низкое из двух следующих значений:
    • минимальная температура складируемого продукта;
    • температура наиболее холодной пятидневки для района строительства.


Хладостойкость стали определяют при испытаниях на ударный изгиб по ГОСТ 9454.

5.4.4.1 Для района строительства с расчетной температурой минус 40 °С и выше для основных конструкций допускается использовать малоуглеродистую сталь С245 по ГОСТ 27772.

Требования к ударной вязкости сталей:

— KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия78 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия; KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия39 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия;

— KCVГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия 34 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.

5.4.4.2 Для района строительства с расчетной температурой ниже минус 40 °С для основных конструкций должна использоваться низколегированная сталь С345 по ГОСТ 27772.

Требования к ударной вязкости сталей:

а) при расчетной температуре от минус 40 °С до минус 49 °С включительно:

— KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия39 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия;

— KCVГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия39 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия;

б) при расчетной температуре от минус 50 °С до минус 65 °С:

— KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия29 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия;

— KCVГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия29 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.

5.4.5 Углеродный эквивалент стали ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия для основных конструкций не должен превышать 0,43%. Углеродный эквивалент рассчитывают по формуле

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.

5.4.6 Класс сплошности листового проката корпусов резервуаров должен соответствовать классу 1 по ГОСТ 22727.

5.5 Требования к сварочным материалам


Характеристики сварочных материалов, применяемые для изготовления резервуаров, должны соответствовать требованиям стандартов, ТУ и рабочей документации на резервуары.

Качество и характеристики сварочных материалов должны быть подтверждены соответствующими сертификатами. При отсутствии сертификата на сварочные материалы необходимо их проверять на соответствие требованиям стандартов и ТУ.

6 Изготовление конструкций

6.1 Общие требования

6.1.1 При изготовлении конструкций резервуаров должны соблюдаться требования настоящего стандарта, ТУ конкретного предприятия-изготовителя, а также требования утвержденных технологических операционных карт и проектной документации.

6.1.2 В заказе на поставку металла для резервуаров должны быть указаны следующие требования: марка стали и вид проката по нормативным документам на конкретные виды проката и марки стали, включая требуемые характеристики (механические свойства, ударную вязкость, углеродный эквивалент ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия).

6.1.3 Металл, предназначенный для изготовления резервуара, не должен иметь трещин, закатов, раковин, плен, расслоений и других дефектов.

6.1.4 Допускается зачистка поверхности металлопроката для конструкций резервуара на глубину, не превышающую значений минусового допуска на толщину листа или трубы.

6.1.5 Листовой прокат, предназначенный для изготовления элементов конструкций резервуара, должен соответствовать требованиям ГОСТ 19903. По точности прокатки:

— по толщине (до 12 мм) — нормальной точности Б;

— по плоскостности — нормальной ПН.

6.1.6 В случае, если в документации не указываются более жесткие требования, следующие предельные отклонения размеров заготовок устанавливают по ГОСТ 25346:

— для отверстий Н16;

— для остальных ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.

6.2 Сварка конструкций

6.2.1 Заводскую сварку конструкций резервуаров следует выполнять в соответствии с утвержденным технологическим процессом, в котором должны быть предусмотрены:

— требования к форме и подготовке кромок свариваемых деталей;

— способы и режимы сварки, качество сварочных материалов, последовательность выполнения технологических операций.

6.2.2 Применяемый вид сварки конструктивных элементов сварных соединений и швов должен соответствовать требованиям:

— для ручной дуговой сварки — сварные соединения по ГОСТ 5264, сварные соединения под острыми и тупыми углами по ГОСТ 11534;

— для автоматической и механизированной сварки под флюсом — сварные соединения по ГОСТ 8713;

— для дуговой сварки в среде защитных газов — сварные соединения по ГОСТ 14771, сварные соединения под острыми и тупыми углами по ГОСТ 23518.

6.2.3 Аттестацию сварочных материалов и технологии сварки конструктивных элементов резервуара проводят с использованием соответствующих процедур.

6.2.4 Способы и режимы сварки элементов конструкций резервуара должны обеспечивать уровень механических свойств и хладостойкости сварных соединений, предусмотренных требованиями проектной документации и настоящего стандарта. Сварные швы должны быть прочноплотными. Прерывистые сварные швы при сварке корпусов резервуаров не допускаются.

6.2.5 Сварка резервуаров при отрицательных температурах (ниже минус 20 °С) должна выполняться с подогревом до 120 °С — 160 °С (см. [4]).

6.3 Сварные соединения

6.3.1 При сварке обечаек, приварке днищ и перегородок к обечайкам корпуса резервуара применяют стыковые швы с полным проплавлением.

Усиления кольцевых и продольных швов на внутренней поверхности стенки резервуара следует зачищать в тех местах, где они мешают установке внутренних устройств.

Допускается применять угловые и тавровые швы при приварке плоских днищ и перегородок, колец жесткости, люков и фланцев.

Не допускается применение этих швов для приварки штуцеров, люков и других деталей к стенке резервуара с неполным проплавлением (конструктивным зазором) при диаметре отверстия более 275 мм.

6.3.2 Сварные швы корпуса резервуара следует располагать так, чтобы обеспечить возможность их визуального осмотра и контроля неразрушающим методом, а также устранения в них дефектов.

6.3.3 Продольные сварные швы обечаек следует располагать вне центрального угла 140° нижней части стенки корпуса резервуара, если нижняя часть недоступна для визуального осмотра.

6.3.4 Допускается местное перекрытие опорами кольцевых сварных швов корпуса резервуара на общей длине не более 0,35ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия (ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — наружный диаметр резервуара), а при наличии подкладного листа — на общей длине не более 0,5ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия при условии, что перекрываемые участки швов по всей длине проконтролированы радиографическим или ультразвуковым методом.

Перекрытие мест пересечения швов не допускается.

6.3.5 Расстояние между сварными швами приварки колец жесткости, перегородок, усиливающих воротников люков и патрубков с поперечными швами обечаек стенки корпуса резервуара должно быть не менее 50 мм.

6.4 Требования к сварным соединениям

6.4.1 Механические свойства сварных соединений должны быть не менее:

— временное сопротивление разрыву при температуре 20 °С — не менее значения временного сопротивления основного металла по стандарту или техническим условиям на конкретную марку стали;

— ударная вязкость — не менее: KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия78 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия, KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условияГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия39 Дж/смГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.

6.4.2 В сварных соединениях не допускаются следующие дефекты:

— трещины всех видов;

— свищи и пористость наружной поверхности шва;

— подрезы глубиной более 0,25 мм, протяженность более 10% длины шва;

— наплывы, прожоги и незаплавленные кратеры;

— смещение кромок свариваемых элементов более 10% номинальной толщины свариваемых элементов;

— угловатость ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия в стыковых сварных соединениях более ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия мм;

— местный внутренний непровар, расположенный в зоне смыкания корневых швов, глубиной более 10% толщины стенки и суммарной протяженностью более 5% длины шва.

6.5 Контроль качества сварных соединений

6.5.1 Общие требования

6.5.1.1 Контроль качества поверхностей резервуара на наличие трещин, закатов, расслоений, снижающих качество продукции, следует проводить визуальным осмотром.

6.5.2 Контроль качества сварных соединений следует проводить:

а) визуальным осмотром и измерением;

б) механическими испытаниями;

в) физическими методами;

г) методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии.

6.5.3 Визуальный контроль, включая измерения, необходимо проводить после очистки швов и прилегающих поверхностей от шлака, брызг и других загрязнений. Контролю и измерению подлежат все сварные швы для выявления наружных недопустимых дефектов.

6.5.4 Механические испытания

Механические испытания следует проводить на контрольных стыковых соединениях:

— растяжение при температуре 20 °С — на двух образцах;

— изгиб при температуре 20 °С — на двух образцах;

— ударная вязкость KCUГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия — на двух образцах (околошовная зона).

6.5.5 Контроль физическими методами

Метод контроля качества сварных соединений элементов резервуара определяется в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности.

Обязательному радиографическому или ультразвуковому контролю подлежат:

а) стыковые, угловые, тавровые сварные соединения, доступные для этого контроля в объеме не менее 25%;

б) места пересечений сварных соединений.

Места контроля сварных соединений физическими методами должны быть указаны в рабочей документации на резервуар.

6.5.6 Цветная и магнитопорошковая дефектоскопия

Цветной и магнитопорошковой дефектоскопией контролируют сварные швы конструктивных элементов, недоступные для осуществления контроля физическими методами. Объем контроля определяется в соответствии с требованиями нормативных документов по промышленной безопасности и проектной документации на конкретный резервуар.

6.5.7 Контрольные сварные соединения для аттестации технологии сварки

Данные сварные соединения контролируют физическими методами по всей их длине.

Для оценки качества технологического процесса сварки выполняют механические испытания образцов, вырезанных из контрольных сварных соединений.

7 Испытания резервуаров

7.1 Гидравлическому испытанию подвергают резервуары после их изготовления до нанесения антикоррозионной защиты.

Гидравлическое испытание резервуаров, транспортируемых частями и монтируемых на производственных площадках, допускается проводить после их монтажа.

7.2 Испытательное давление резервуаров должно составлять 1,25 рабочего. Предельное отклонение значения испытательного давления не должно превышать ±5%.

Время выдержки под гидравлическим испытательным давлением должно быть не менее 10 мин.

После выдержки давление снижают до рабочего, при котором проводят визуальный осмотр наружной поверхности и проверку герметичности сварных и разъемных соединений.

7.3 Допускается гидравлические испытания заменять пневматическими давлением 0,07 МПа для резервуаров с коническими днищами и 0,04 МПа — с плоскими днищами.

7.4 Контроль герметичности резервуаров при пневмоиспытаниях проводится методом обмыливания 100% сварных швов и разъемных соединений.

При проведении пневматических испытаний необходимо обеспечить специальные мероприятия по безопасности.

7.5 Контроль герметичности наружной (защитной) стенки двухстенного резервуара должен проводиться с использованием пневмоиспытаний под давлением до 0,001 МПа методом обмыливания 100% сварных швов.

7.6 Контроль сварных швов на герметичность допускается проводить капиллярным методом (смачиванием керосином) в объеме 100% швов. Время выдержки при испытании смачиванием керосином должно быть:

— в нижнем положении сварного шва — не менее 25 мин;

— в потолочном вертикальном положении сварного шва — не менее 35 мин.

7.7 Перед испытанием контролируемые сварные швы и прилегающие участки основного метала должны быть очищены от шлака и загрязнений.

7.8 Результаты испытаний считают удовлетворительными, если в процессе их проведения отсутствуют:

— падение давления по показаниям манометра;

— отпотины, течи, пузырьки воздуха;

— признаки разрыва.

8 Требования к защите резервуаров от коррозии


Антикоррозионная защита наружной и внутренней поверхностей должна проводиться в соответствии с требованиями рабочей документации на резервуар.

9 Срок службы и обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров

9.1 Срок службы

9.1.1 Общий срок службы резервуаров должен обеспечиваться выбором материала, учетом температурных и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, допусками на изготовление и монтаж металлоконструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента обслуживания.

9.1.2 Расчетный срок службы резервуаров регламентируется коррозионным износом конструкций.

9.1.2.1 При наличии антикоррозионной защиты конструкций расчетный срок службы резервуара должен обеспечиваться установленной в проектной документации системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы не менее восьми лет.

9.1.3 Общий срок службы резервуара назначается заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с заказчиком. Общий срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров.

9.1.4 Регламентные работы должны включать в себя диагностирование: металлоконструкций; основания; фундамента (для наземных) резервуаров; всех видов оборудования, обеспечивающих безопасную эксплуатацию резервуара в целом.

9.2 Обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров

9.2.1 Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утвержденной руководителем эксплуатирующего предприятия.

9.2.2 Безопасность эксплуатации резервуара должна обеспечиваться проведением регулярного диагностирования с оценкой технического состояния, испытаний и проведением (при необходимости) ремонтов.

9.2.2.1 Периодичность частичного диагностирования, включающего в себя наружный и внутренний осмотр резервуара, — не реже одного раза в четыре года.

9.2.2.2 Полное диагностирование, включающее в себя проверку физическими методами сварных швов рабочего корпуса резервуара и проведения испытаний резервуара на герметичность, должно проводиться не реже одного раза в восемь лет.

9.2.3 Диагностирование резервуаров должно проводиться аттестованными специалистами экспертной организации, имеющей лицензию надзорного органа по промышленной безопасности.

Конкретные сроки диагностирования назначаются экспертной организацией.

10 Правила приемки

10.1 Каждый резервуар принимают по следующим параметрам:

— соответствие габаритных и присоединительных размеров;

— качество материалов, сварных швов;

— результаты испытаний;

— качество антикоррозионного покрытия;

— комплектность резервуара, его маркировка, консервация.

11 Комплектность поставки

11.1 В комплект поставки резервуара должны входить:

— резервуар (в сборе или отправочными марками);

— паспорт, оформленный в соответствии с ГОСТ 2.601;

— комплектующие резервуара согласно рабочей документации;

— документация;

— ведомость комплектации.

12 Транспортная маркировка

12.1 На резервуар должна быть нанесена транспортная маркировка, включающая в себя манипуляционные знаки, основные, дополнительные и информационные надписи.

12.2 Размеры знаков, объем основных, дополнительных и информационных надписей, а также место и способы нанесения транспортной маркировки — по ГОСТ 14192.

13 Транспортирование и хранение

13.1 Резервуары перевозят любым видом транспорта в соответствии с правилами, действующими на транспорте конкретного вида.

13.2 Все отверстия, патрубки, штуцеры и присоединительные фланцы оборудования, а также постановочных блоков и узлов резервуаров закрывают пробками или заглушками для защиты от повреждений и загрязнений уплотнительных поверхностей.

13.3 При отгрузке сосудов без тары техническая документация крепится непосредственно к резервуару.

13.4 Условия транспортирования и хранения резервуаров и их элементов должны обеспечивать сохранность качества резервуаров, предохранять их от загрязнения, механических повреждений и деформаций.

14 Указания по монтажу

14.1 Монтаж резервуаров должен проводиться в соответствии с требованиями проекта производства работ.

14.2 Надземная установка резервуаров проводится на двух седловых опорах, имеющих ложементы, свальцованные с углом охвата от 60° до 120°, или на стоечных опорах.

14.3 Подземную установку резервуаров выполняют на песчаной подушке толщиной не менее 200 мм от нижней образующей с углом охвата не менее 90°.

В водонасыщенных грунтах должна быть установлена анкеровка резервуара к железобетонной плите с использованием хомутов.

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Понтоны для резервуаров


Понтоны, или, по международной классификации – внутренние плавающие крыши, имеют целью закрыть поверхность хранимого в резервуаре продукта от контакта с атмосферным воздухом и устранить, тем самым, испарение продукта, вызывающее его количественные и качественные потери.

Понтоны для вертикальных резервуаров устанавливаются для снижения испарения с зеркала нефтепродукта, из-за чего ухудшается его качества при переработке или транспортировке. Они располагаются между стационарной крышей и продуктом. При хранении легковоспламеняющихся жидкостей происходит испарение и попадание вредных горючих газов в атмосферу, что приводит к возможному воспламенению и экономическим потерям оператора нефтехранилища.

Уровень потерь зависит от условий эксплуатации (температуры, свойств продукта, давления) и параметров эксплуатации (количество оборачиваемости, наличие улавливающих устройств, соотношение объема резервуара и его заполненности). Все это ведет к экономическим потерям оператора нефтехранилища. Решением этого вопроса является металлический или алюминиевый понтон, который располагается между крышей и поверхностью рабочей среды.

Преимущества применения понтонов вертикальных резервуарах:

Типовая конструкция понтона имеет тонкостенный плавучий центральный диск и периферийное кольцо, которое опирается на стойки с цилиндрическими поплавками. Количество поплавков должно обеспечивать 100% непотопляемость. Поплавки находятся погруженными в хранимый продукт менее, чем на 40%. Диаметр рассчитывается под диаметр стенки — не менее 90% или на 400 мм меньше. Между поверхностью жидкости и настилом образуется свободное пространство, которое заполняется парами. Чтобы они не попадали в окружающую атмосферу, между стенкой и периферийным кольцом устанавливается гидрозатвор или уплотняющие затворы для сохранения герметичности. По мере наполнения или опорожнения понтон поднимается/опускается. При полном опорожнении его стойки опираются на днище, образуя пространство для установки вентиляционных патрубков, сифонов, люк-лазов.

Типы понтонов для резервуаров:

 

Однодечные понтоны — бывают рулонируемыми или щитовыми. Рулонируемые однодечные понтоны — это центральная однослойная мембрана (или дека) и кольцевые короба по периметру. Щитовые однодечные понтоны — это комплект прямоугольных коробов, которые скрепляются вместе уже внутри резервуара при помощи листового настила. Сборка внахлест обеспечивает их герметичность. Последний тип традиционно устанавливается в емкости большого объема от 5000 м3.

Однодечный рулонируемый понтон, Однодечный щитовой понтон

 

Двудечные понтоны — представляют собой настил, состоящий из необходимого количества коробов по всему периметру.

Алюминиевые понтоны — состоят из периферийного кольца, к которому крепятся поплавки. Поплавки устанавливаются на стойки, соединенные между собой. На каркас по периметру размещается газонепроницаемый настил, состоящий из алюминиевых лент.

Многослойные понтоны РВС — представляют собой мембрану, покрытую пенополиуретаном и обшитую металлической или полиуретановой рубашкой.

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, устанавливают общие технические требования к конструкции, устройству, изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а также требования,направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий,случаев производственного травматизма.

Правила распространяются на вновь проектируемые вертикальные цилиндрические стальные резервуары объемом от 100 до 50000 м3 для нефти и нефтепродуктов со стационарными или плавающими крышами.

Проектирование, изготовление и монтаж резервуаров объемом более 50000 м3 выполняются по индивидуальным техническим условиям специализированными организациями.

В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

Все элементы конструкций по требованиям к материалам разделяются на две группы:

 

Для конструкций резервуаров должна применяться сталь, выплавленная электропечным, кислородно-конвертерным или мартеновским способом. В зависимости от требуемых показателей качества и толщины проката сталь должна поставляться в состоянии после горячей прокатки, термической обработки (нормализации или закалки с отпуском) или после контролируемой прокатки.

Для основных конструкций подгруппы А должна применяться только спокойная (полностью раскисленная) сталь. Классы прочности поставляемой углеродистой, низкоуглеродистой и низколегированной стали для изготовления конструкций указанной подгруппы. Для основных конструкций подгруппы Б должна применяться спокойная или полуспокойная сталь.

Для вспомогательных конструкций наряду с выше перечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235.

При сварке плавлением качество сварочных материалов и технология сварки должны обеспечивать прочность и вязкость металла сварного соединения не ниже, чем требуется для исходного основного металла. При отсутствии в сертификатах на сталь сведений о содержании меди и ванадия расчет углеродного эквивалента производится из условия содержания в прокате меди и ванадия в количестве 0,30 и 0,01% по массе соответственно.

Листовая сталь изготовляется толщиной 4-50 мм, шириной 1500-3000 мм, длиной 6000-12000 мм с обрезными кромками. Сталь должна поставляться с симметричным расположением поля допуска по толщине либо с несимметричным расположением поля допуска по толщине,но имеющим постоянное предельное нижнее отклонение, равное 0,3 мм.

По точности изготовления листовой прокат должен применяться:

 

 

Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм

Толщина, мм 1500 (ВТ) 1500 (AT) Св. 1500 до 2000 (ВТ) Св. 1500 до 2000 (AT) Св. 2000 до 3000 (ВТ) Св. 2000 до 3000 (AT)
От 5 до 10 вкл. ± 0,4 ± 0,45 ± 0,45 ± 0,5 ± 0,5 ± 0,55
Св. 10 до 20 вкл. ± 0,4 ± 0,45 ± 0,45 ± 0,5 ± 0,55 ± 0,6
Св. 20 до 30 вкл. ± 0,4 ± 0,5 ± 0,5 ± 0,6 ± 0,6 ± 0,7
Св. 30 до 45 вкл. ± 0,6 ± 0,7 ± 0,9

 

Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм

 

Толщина, мм 1500 (ВТ) 1500 (AT) Св. 1500 до 2000 (ВТ) Св. 1500 до 2000 (AT) Св. 2000 до 3000 (ВТ) Св. 2000 до 3000 (AT)
От 5 до 10 вкл. + 0,5
— 0,3
+ 0,6
— 0,3
+ 0,6
— 0,3
+ 0,7
— 0,3
+ 0,7
— 0,3
+ 0,8
— 0,3
Св. 10 до 20 вкл. + 0,5
— 0,3
+ 0,6
— 0,3
+ 0,6
— 0,3
+ 0,7
— 0,3
+ 0,8
— 0,3
+ 1,0
— 0,3
Св. 20 до 30 вкл. + 0,5
— 0,3
+ 0,7
— 0,3
+ 0,7
— 0,3
+ 0,9
— 0,3
+ 0,9
— 0,3
+ 1,1
— 0,3
Св. 30 до 45 вкл. + 0,7
— 0,3
+ 0,9
— 0,3
+ 0,9
— 0,3
+ 1,1
— 0,3
+ 1,1
— 0,3
+ 1,5
— 0,3

 

Расчетная температура металла

 

Рекомендуемые стали

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Опоры резервуаров горизонтальных


Отраслевой стандарт распространяется на опоры горизонтальных стальных сварных сосудов и аппаратов, применяющихся в химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, нефтяной и газовой промышленности. Стандарт не распространяется на опоры для стальных эмалированных и сдвоенных аппаратов.

Конструкция и размеры

Тип 1 — Опора подвижная

 

опора горизонтального резервуара DН, DВ от 159 до 530 мм

DНDВ от 159 до 530 мм


 

опора для резервуара подвижная DН, DВ от 600 до 630 мм

DН, DВ от 600 до 630 мм


опора подвижная DН 159, 273 мм
DН 159, 273 мм


опора подвижная DН, DВ от 325 до 530 мм.

DНDВ от 325 до 530 мм


опора подвижная DН, DВ 600, 630 мм.

DНDВ 600, 630 мм


Тип 1 — Опора неподвижная

DНDВ от 159 до 530 мм

Опора неподвижная DН, DВ от 159 до 530 мм


DНDВ 600, 630 мм

опора неподвижная для горизонтального резервуара


DН 159, 273 мм

опора неподвижная DН 159, 273 мм


 

DНDВ от 325 до 530 мм

опора неподвижная DН, DВ от 325 до 530 мм


 

DНDВ 600, 630 мм

опора неподвижная DН, DВ 600, 630 мм


 

Тип 2 — Опора подвижная

опора подвижная - тип 2


опора подвижная - тип 2


опора подвижная - тип 2


опора подвижная - тип 2


опора подвижная - тип 2


 

Тип 2 — Опора неподвижная

Тип 2 Опора неподвижная


Тип 2 Опора неподвижная


Тип 2 Опора неподвижная


 

Тип 3 — Опора подвижная

Тип 3 Опора подвижная


Тип 3 Опора подвижная


Тип 3 Опора подвижная



 

Тип 3 — Опора неподвижная

Тип 3 Опора неподвижная


Тип 3 Опора неподвижная


Тип 3 Опора неподвижная

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Стальные резервуары с плавающей крышей


Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК)

Резервуары с плавающей крышей отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли. Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам:

Дисковые крыши наименее металлоемкие, но и наименее надежны, т.к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее — к ее потоплению. Двухслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемкие, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Для проведения операций по приему, хранению и отпуску сырой и товарной нефти резервуары оборудуют специальной гарнитурой и арматурой

оборудование резервуара с плавающей крышей

Расположение оборудования на наземном стальном резервуаре:

  1. световой люк;
  2. вентиляционный патрубок;
  3. огневой предохранитель;
  4. дыхательный клапан;
  5. замерный люк;
  6. указатель уровня (УДУ);
  7. люк-лаз;
  8. сифонный кран;
  9. подъемная труба;
  10. хлопушка;
  11. шарнир подъемной трубы;
  12. приемно-раздаточные патрубки;
  13. перепускное устройство;
  14. лебедка;
  15. управление хлопушкой;
  16. роликовый блок.

Оборудование резервуаров должно обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров:

  1. наполнение и опорожнение резервуаров;
  2. замер уровня нефти;
  3. отбор проб нефти;
  4. зачистку и ремонт резервуаров;
  5. отстой нефти и удаление подтоварной нефти;
  6. поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время

Пожарные резервуары


Емкости относятся к составным частям системы противопожарной безопасности. Их применяют для хранения нормативного запаса воды, предназначенной для быстрой локализации возгорания. Объем пожарных резервуаров может составлять от 30 до 100 м³. Диаметр входных и выходных отверстий стандартный (160, 200 мм) или нестандартных размеров (по заказу). Емкости применяются на заводах, работающих с ГСМ, предприятиях нефтехимической промышленности, автозаправочных станциях, складских объектах, торговых центрах. Также их устанавливают в детских садах, школах, вблизи жилых построек и других сооружений. Количество определяется нормами безопасности и технологической схемой производства.

Вертикальные и горизонтальные емкости разделяют по типу размещения (подземные, наземные, но учитывая жесткие климатические условия на большей части регионов страны; для исключения размораживания, разрушения корпуса, их необходимо размещать внутри зданий капитального характера с возможностью отопления/подогрева, что на открытой местности выполнить непросто, сложно и дорого) и материалу изготовления (пластиковые, стальные, мягкие, железобетонные).

По конструктивным особенностям различают сварные и сборные.

При подземном расположении экономится пространство. Зимой не требуется обеспечивать подогрев воды, и емкость может иметь любую форму. Однако монтаж подземного пожарного резервуара более длительный и дорогостоящий: необходима разработка грунта, проведение земляных работ, подготовка основания и многослойная гидроизоляционная защита.

Наземные сварные емкости изготавливают из рулонного готового материала. Однако сварка и монтаж занимают много времени и сопровождаются высоким энергопотреблением. После нужно периодически проверять швы, регулярно окрашивать и ошкуривать поверхность. Из-за контакта воды с металлом может возникать коррозия.

Основные виды по объему и материалу изготовления:

Состав самонесущих пожарных резервуаров

Комплектация пожарных резервуаров

Высота наземных емкостей выполняется до 13,5 м, а диаметр бывает от 2 до 25 метров. Конструкции вмещают объем воды от 20 до 6500 м³. Для изделий большего литража используется другой способ герметизации (с помощью мастикового состава).

комплектация пожарных резервуаров

 

Как правильно подобрать пожарный резервуар?

При выборе нужно обязательно обратить внимание на следующие характеристики:

Конечно, точно ответить на данные вопросы только компетентный специалист, который сможет определить какой пожарный резервуар вам потребуется, исходя из конкретной ситуации.

Как подобрать оптимальный объем пожарного резервуара?

Здесь все также не совсем просто, для этого нужно обратить внимание на ряд важных параметров:

Оптимальным объемом противопожарного резервуара принято считать тот, которого достаточно для непрерывного тушения одного пожара (внутреннего и внешнего) в течение десяти минут.

 

Получите бесплатную консультацию по подбору резервуара для вашего проекта

Оставьте свои данные и наш менеджер свяжется вами в ближайшее время