Надписи на резервуарах для нефтепродуктов ГОСТ

ГОСТ 17032-71

Группа Ж 58

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ

ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Типы и основные размеры

Horisontal steel tanks for petroleum products.

Types and main dimensions

Дата введения 1972-01-01

УТВЕРЖДЕН ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 11 июня 1971 г. N 57

ПЕРЕИЗДАНИЕ. Май 1992 г.

1. Настоящий стандарт распространяется на стальные сварные горизонтальные резервуары с рабочим давлением до 0,7 кгс/, предназначенные для наземного и подземного хранения и транспортирования нефтепродуктов.

При подземном хранении нефтепродуктов максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхности земли до верха обечайки) — 1,2 м.

2. В зависимости от объемов резервуары должны изготовляться типов, указанных в табл. 1.

Таблица 1

+—————————————————————-+

¦ Обозначение типов ¦Номинальный объем, ¦ ¦

¦ ¦ куб.м ¦ Область применения ¦

+———————+———————+———————+

P-5 ¦ 5 ¦

P-10 ¦ 10 ¦

P-25 ¦ 25 ¦ Для хранения

P-50 ¦ 50 ¦ нефтепродуктов

P-75 ¦ 75 ¦

P-100 ¦ 100 ¦

¦ ¦

По требованию заказчика допускается изготовлять резервуары типов, указанных в табл. 2.

Таблица 2

+—————————————————————-+

¦ Обозначение типов ¦Номинальный объем, ¦ ¦

¦ ¦ куб.м ¦ Область применения ¦

+———————+———————+———————+

Для обычных типов горючего

P-4 ¦ 4 ¦ Для хранения

P-8 ¦ 8 ¦ и транспортирования

¦ ¦ нефтепродуктов

¦ ¦

P-20 ¦ 20 ¦ Для хранения

P-60 ¦ 60 ¦ нефтепродуктов

Для специальных видов горючего

P-4С ¦ 4 ¦ Для хранения

P-8С ¦ 8 ¦ и транспортирования

¦ ¦ нефтепродуктов

¦ ¦

P-20С ¦ 20 ¦ Для хранения

P-60С ¦ 60 ¦ нефтепродуктов

3. Основные внутренние размеры резервуаров должнысоответствовать указанныv на черт. 1-3.

Черт. 1

Черт. 2

Черт. 3

Пример условного обозначения резервуара номинальным объемом 50

Резервуар Р-50 ГОСТ 17032-71

То же, резервуара номинальным объемом 20 куб.м,предназначенного для специального горючего

Резервуар Р-20С ГОСТ 17032-71

4. Резервуары должны изготовляться потиповым проектам (рабочие чертежи КМ — конструкции металлические), утвержденным в установленном порядке, в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Места расположения опор и колец и их количество для стационарных и перевозимых резервуаров должны определяться рабочими чертежами.

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

6. Резервуары емкостью до 8 куб.м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары емкостью более 8 куб.м должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

7. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри их оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями. В резервуарах, предназначенных для специального горючего, воздействующего на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации.

Наружные поверхности резервуаров и оборудования, находящегося на резервуаре, должны быть окрашены, применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

После полного просыхания лакокрасочное покрытие должно по внешнему виду соответствовать III классу, а по условиям эксплуатации — 2-й группе ГОСТ 9.032-74.

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

8. Оборудование резервуаров должно соответствовать указанному на рабочих чертежах.

9. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться вшип.

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

10. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-90.

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П2035Т.

11. Допускаемый вакуум в резервуаре должен приниматься равным 0,01 кгс/кв.см. Каждый резервуар должен испытываться вакуумом 0,015 кгс/кв.см.

12. Каждый резервуар должен испытываться гидравлическим давлением 1,25 рабочего.

Допускается пневматическое испытание резервуара на давление не более 0,7 кгс/кв.см.

13. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов.

14. В конструкции резервуаров всех типов должны быть предусмотрены грузовые скобы.

15. Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, на которых должны быть указаны следующие данные:

а) наименование предприятия-изготовителя;

б) тип резервуара;

в) номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

г) год и месяц изготовления;

д) рабочее давление;

е) номинальный объем;

ж) масса резервуара.

16. На каждый резервуар должен составляться паспорт в соответствии с требованиями ГОСТ 2.601-68 и калибровочная таблица.

Текст документа сверен по:

официальное издание

Минстрой России —

М.: Издательство стандартов, 1992

Выходные данные не известны. — 47 с.
Для обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров с нефтепродуктом необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, контроля, выявления и устранения дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.
Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов является неотъемлемой частью технологического процесса нефтепродуктообеспечения.
Металлические резервуары, за исключением резервуаров предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке, зачистке при необходимости смены сорта нефтепродукта, освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды, очередных и внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии и других эксплуатационных причин .
В соответствии с требованиями установлены следующие сроки периодической зачистки
не менее двух раз в год — для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;
не менее одного раза в год — для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
не менее одного раза в 2 года — для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

:
Организация работ по зачистке
основные технические средства для зачистки резервуаров
технологический процесс зачистки
регенерация продуктов зачистки
контроль качества зачистки
требования пожарной безопасности
требования по охране труда, промышленной безопасности и промсанитарии
охрана окружающей среды
система энергообеспечения технологических процессов
вспомогательное оборудование
нормирование труда
Приложения
Характеристика основных нефтепродуктов по пожаровзрывоопасности
Техническая характеристика моечных машинок
Техническая характеристика пароэжекторов
Флегматизация паровоздушной среды
Моющие средства
Приготовление и хранение моющего раствора MM-5
Регенерация моющего раствора ММ-5
Каскадный отстойник
Экстракторная установка
Рекомендуемые откачивающие средства
Приборы и методы контроля
Форма акта на выполненную зачистку резервуара №_____
Техническая характеристика установки «Коалесцент»
Группировка нефтепродуктов по вязкости
Вместимости и площади поверхностей резервуаров
Параметры вентиляции
Показатели пожарной опасности нефтепродуктов
Значения предельно-допустимой санитарной концентрации (ПДК)
Утилизация промывочного раствора
Датчик напряжения электростатического поля (ИСЭ)
Прибор контроля статического электричества (ИНП)

Одним из наиболее эффективных способов предотвращения и минимизации пожара на автозаправочных станциях считается аварийный резервуар, выполняющий на объекте слив огнеопасной жидкости.

Особенности аварийных резервуаров для АЗС

С конструктивной точки зрения такая емкость представляет собой цилиндрический сосуд с коническим днищем. Конструкция также оснащена лазовым люком (диаметр и расположение люка должны обеспечивать возможность обслуживания и ремонта внутри конструкции). Под таким люком обычно устанавливают металлическую стационарную лестницу, облегчающую доступ в резервуар.

Аварийный резервуар для АЗС обычно выполняется из стали при помощи сварных технологий. Стандартная комплектация такой емкости включает в себя комплекс технологического оборудования, отвечающего современным требованиям пожарной безопасности. Зачастую аварийные резервуары оборудуются дополнительной сливной трубой, предназначенной для возможного выброса нефтепродуктов из емкости. В центре крыши резервуара располагается труба, соединяющая емкость с канализационной системой данного предприятия.

Аварийные резервуары изготавливаются из безопасных негорючих материалов, исключающих проникновение топлива в грунт. Емкость аварийного резервуара на АЗС должна быть не менее 10% от суммарной емкости всех используемых цистерн.

Требования к аварийным резервуарам

Аварийные резервуары на АЗС, в обязательном порядке, должны быть закрытого типа. Дополнительную защиту данных конструкций обычно обеспечивают специальные трубы, на которых монтируются огнепреградители. Днище аварийного резервуара имеет коническую форму, что позволяет ликвидировать накапливающийся водяной конденсат.

Аварийные резервуары на АЗС размещаются таким образом, чтобы они находились вне территории, занятой различными сооружениями производственного назначения. Температура топлива, спускаемого в данную емкостную конструкцию, должна быть ниже температуры ее самовозгорания. Поэтому топливо пропускается через специальный холодильник. Также возможен другой вариант – прокладка аварийного трубопровода в специально подготовленной траншее, где циркулирует холодная вода. Аварийный резервуар может быть установлен на территории, где располагаются производственные цеха. При этом расстояние от резервуара до указанных объектов не должно быть меньше 40 метров.

Линия аварийного слива прокладывается таким образом, чтобы к дренажной емкости имелся уклон. Защиту этой линии должен выполнять гидравлический затвор, предупреждающий распространение пламени. А вот наличие задвижек по длине аварийного слива запрещено нормативной документацией. Возможна установка лишь одной задвижки, с целью отключения аппарата.

Сколько стоит установка аварийного резервуара на АЗС?

Цена аварийных резервуаров для АЗС зависит от следующих параметров: марки стали, объема и расположения конструкции, а также от дополнительного комплектующего оборудования.

Для того, чтобы более точно рассчитать стоимость резервуара для автозаправочных станций требуемых параметров, Вы в любое время можете связаться с консультантами «Vengo» по указанным номерам телефона или посредством онлайн запроса на электронный адрес компании.

8.1. Испытания резервуаров проводятся с целью проверки прочности, устойчивости и герметичности конструкций.

8.2. Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих ВСН и технологической карты проведения испытаний, которая должна быть составной частью ППР по монтажу и включать подробное описание всех процессов прочностных испытаний, необходимые чертежи трубопроводной сети обеспечения испытаний и приспособлений для выполнения работ при испытаниях.

8.3. До начала испытаний должны быть закончены работы по обвалованию, монтажу конструкций, включая приемораздаточные трубопроводы, сварке и контролю качества сварных соединений, оформлены и представлены заказчику в установленном порядке техническая документация, в том числе:

  • сертификаты на стальные конструкции резервуара с приложениями, в которых удостоверяется качество металла и сварочных материалов, представлены данные по сварочным работам, проведенным при изготовлении, и результаты проверки качества сварных соединений;
  • акт на приемку основания резервуара под монтаж (обязательное приложение 7);
  • результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара (обязательные приложения 8, 9, 10, 11).

Для резервуаров с плавающей крышей (понтоном) должны быть представлены техническая документация на конструкции уплотняющего затвора и акты испытаний на герметичность коробов плавающей крыши (понтона) после их монтажа.

8.4. Испытание резервуаров повышенного давления (> 0,002 МПа) производится в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом их конструктивных особенностей.

8.5. При испытании резервуаров низкого (< 0,002 МПа) давления на прочность и устойчивость избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний, а продолжительность нагрузки 30 мин.
Создание избыточного давления и вакуума осуществляют либо с помощью налива или слива при закрытых люках и штуцерах, либо с помощью компрессоров и вакуумных насосов.
Контроль давления осуществляют U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.
Для поддержания давления на требуемом уровне с учетом колебаний температуры окружающего воздуха следует установить отдельный трубопровод необходимого сечения с соответствующей запорной арматурой, выведенной за пределы обвалования.

8.6. Испытание резервуара без давления с плавающей крышей (понтоном) на прочность производится только на расчетную гидростатическую нагрузку наливом его водой до высоты, предусмотренной проектом.

8.7. Стационарное покрытие испытывается при проектной гидростатической нагрузке на избыточное давление и вакуум величиной, предусмотренной проектом, с 30-ти минутной выдержкой под созданной нагрузкой.
После создания избыточного давления, выдержки и снижения давления на 20 % производят испытание герметичности сварных соединений покрытия путем нанесения мыльного раствора. Покрытие может быть испытано на герметичность с использованием вакуум-камеры.

8.8. Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха + 5 0С и выше. Испытание резервуаров при низких температурах (в зимних условиях) можно производить водой или нефтепродуктом по специальному согласованию с заказчиком. При этом должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзания стенок резервуара.
Испытание резервуаров морокой водой или в других особых условиях производят по специальной технологической карте, согласованной заказчиком.

8.9. Налив воды в резервуар осуществляют со скоростью не более 500 м3/ч во избежание появления вибрации подводящих трубопроводов.

8.10. Для предотвращения внутри резервуара избыточного давления или вакуума в течение всего периода гидроиспытаний световой и замерный люки на крыше должны быть открыты.

8.11. Налив производят ступенями по поясам с выдержками на каждой ступени продолжительностью, достаточной для осмотра.

8.12. По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.
При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.
Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:
полностью — при обнаружении дефекта в I поясе;
на один пояс ниже расположения дефекта — при обнаружении дефекта во II — VI поясах;
до V пояса — при обнаружении дефекта в VII поясе и выше.

8.13. Резервуары, залитые водой до проектной отметки, выдерживают под этой нагрузкой (без избыточного давления) объемом до 20000 м3 не менее 24 ч; объемом свыше 20000 м3 — не менее 72 ч. В случае необходимости выдержки резервуара под нагрузкой водой более длительное время срок выдержки определяется проектом.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе его на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи, уровень воды не будет снижаться, а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87 и настоящих ВСН.
Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат устранению при пустом резервуаре. Исправленные места должны быть проверены на герметичность керосином или вакуум-камерой.
Результаты испытаний отражаются в акте по форме обязательного приложения 12 настоящих ВСН.

8.14. Гидравлические испытания резервуаров с плавающими крышами (понтонами) производятся без уплотняющих затворов с тщательным наблюдением за работой катучей лестницы, направляющих стоек и других конструкций. Скорость подъема (опускания) плавающей крыши (понтона) при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

8.15. По мере подъема и опускания плавающей крыши (понтона) в процессе гидравлического испытания резервуара производят:
зачистку шлифовальной машинкой на внутренней поверхности стенки резервуара брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов;
измерение зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши (понтона) и стенкой резервуара, которые выполняются в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 — 100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости между швами измерительной металлической линейкой (ГОСТ 427-75). Результаты измерений записывают в журнал монтажных работ и прикладывают к акту на испытание резервуара. Допускаются отклонения величины зазора от номинального + 40 мм для резервуара объемом до 2000 м3 и + 100 мм — 80 мм для резервуаров объемом от 2000 м3 и более;
измерение зазоров между направляющими трубами и патрубками в крыше (понтоне).
Допускаемое отклонение величины зазора от номинального + 20 мм для резервуаров со стенкой высотою 18 м и + 12 мм для резервуаров со стенкой высотою до 12 м.

8.16. На резервуар, прошедший испытания, составляются приемочный акт по форме обязательного приложения 13 настоящих ВСН, а при сдаче в эксплуатацию — паспорт по форме
приложения 13 СНиП 3.03.01-87.

/ в начало /

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *