1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие данные

Настоящий проект разработан на основании технического задания с изменением № 1 на выполнение технологической работы «Разработка типового проекта промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа»

Проект предназначен для проектирования новых и реконструкции существующих промежуточных НПС без резервуарного парка на магистральных нефтепроводах с DN 1200, рабочим давлением до 10,0 МПа, пропускной способностью нефтепровода до 80 млн. т/год включительно.

Проектные решения разработаны для климатических характеристик районов строительства:

– нормативное значение ветрового давления                     I – V район;

– расчетное значение веса снегового покрова                    I – V район;

– абсолютная максимальная температура                          плюс 40 ºС;

– средняя температура воздуха наиболее холодной

пятидневки обеспеченностью 0,98                                                    минус 45 ºС;

– сейсмическая активность                                                   6 баллов и менее

– перекачивающая среда                                                      нефть, с массовой

долей серы до 1,8 %.

Для нефти с содержанием серы свыше 1,8 % требуется переработка системы вентиляции для обеспечения кратности воздухообмена равной 10.

Проект не распространяется на имеющие особенности проектирования НПС для газонасыщенных нефтей, НПС с подогревом перекачиваемой нефти («горячих» нефтепроводов), для строительства НПС в районах с многолетнемерзлыми грунтами и НПС проектируемых для зон строительства с сейсмичностью свыше 6 баллов.

Климатическое исполнение оборудования по ГОСТ 15150-69, устанавливаемого на НПС, при применении проекта должно соответствовать макроклиматическому району.

Данный проект разработан в соответствии с действующими государственными нормами, правилами, стандартами, требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности. Объемно-планировочные и конструктивные решения по зданиям и сооружениям разработаны в соответствии с требованиями Федерального Закона Российской Федерации  № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

2 АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Исходные данные

Строительная часть разработана на основании действующих нормативных документов и предусматривает расположение двух резервуаров в одном защитном обваловании.

Объемно-планировочные и конструктивные решения по резервуару вертикальному стальному разработаны с учетом требований Федерального Закона Российской Федерации  № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», а также на основе действующих строительных норм и правил, государственных стандартов, норм и правил пожарной безопасности и других документов в области пожарной безопасности.

В настоящем проекте не разработаны конструкции подземных фундаментов и оснований под резервуары, коренные задвижки, фундаменты под опоры системы компенсации трубопроводов и фундаменты трубопроводов сброса нефти в резервуары. Фундаменты и основания разрабатываются в отдельном комплекте в каждом конкретном случаи на основании инженерно-геологических изысканий и учетом района строительства.

2.2 Требования к инженерно-геологическим изысканиям

Инженерно-геологические изыскания выполняются в соответствии с техническим заданием проектной организации. Техническое задание инженерно-геологические изыскания разрабатывается с учетом требований раздела 3 РД-23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб.м».

В материалах инженерно-геологических изысканий должны быть приведены геологическое строение и литологический состав сжимаемой толщи с указанием расчетных значений модуля деформации, объемного веса, угла внутреннего трения, сцепления, коэффициента фильтрации, пористости для каждой геологической разности. Для площадок средней и сложной категорий инженерно-геологических условий должны четко прослеживаться направления падения слоев или изменения их толщины. Особое внимание следует обратить на необходимость оконтуривания линз и прослоек слабых грунтов. Определяются гидрогеологические условия с прогнозом колебания грунтовых вод.

2.3 Конструктивные решения

2.3.1 Основание резервуара

Конструкция фундамента и тип основания разрабатываются в каждом конкретном случае при привязке проекта с учетом геологических условий площадки и района строительства.

Определение типа основания и фундамента под резервуар и его расчет выполняется в соответствии с разделом 3 РД-23.020.00-КТН-079-09.

 

Выбранный тип основания (фундамент) резервуара должен исключить крен и осадку резервуара, превышающие допустимые значения, указанные в                                СНиП 2.09.03-85* «Сооружения промышленных предприятий» п. 6.24, и не должны превышать допустимые значения, установленные правилами технологической эксплуатации оборудования и резервуара.

Исходными данными для проектирования типа основания и фундамента резервуара должны быть результаты инженерно-геологических изысканий, выполненные в соответствии с требованиями СНиП 11-02-96 «Инженерные изыскания для строительства. Основные положения» и СП-11-105-97 «Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть VI. Правила производства геофизических исследований» и не позднее, чем за 1,5 года до начала проектирования.

В проектируемых фундаментах резервуара предусмотреть закладные детали для крепления металлических опор трубопроводов, геодезические марки и узлы пропуска кабелей ЭХЗ под днище резервуара.

Проектируемые основания и фундаменты должны предусматривать мероприятия по защите грунта в случаи разгерметизации днища резервуара.

Проектом предусмотрено устройство системы обнаружения протечек нефти под днищем резервуара.

Предельные допустимые отклонения размеров и формы фундамента резервуара от проектных в период строительства согласно РД-23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м» и ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»:

– отметка центра основания – минус 20 мм;

– разность отметок смежных точек поверхности кольцевого фундамента в зоне расположения стенки резервуара через каждые 6 м должно быть не более 8 мм, разность отметок любых других точек должно быть не более 12 мм;

– ширина кольцевого фундамента через каждые 6 м – от 0 до +50 мм;

– наружный диаметр фундамента (восемь измерений через 45°) ±30 мм;

– толщина гидроизолирующего слоя по поверхности фундамента – ±5 мм;

– отклонение отметок любой точки на поверхности основания от проектной не более 10 мм.

Непосредственно под днищем резервуара устраивается гидрофобный слой для защиты днища резервуара от коррозии. Гидрофобный слой выполняется из высокоплотного асфальтобетона марки 1 по ГОСТ 9128-97, с остаточной пористостью от 1,0 до 2,5%, песчаного, с размером зерен до 5 мм. Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем компоненте не допускается. Коэффициент уплотнения гидрофобного слоя должен быть не ниже 0,99. Толщина гидрофобного слоя под центральной части днища 50 мм, под окрайкой – не более 20 мм. Укладку гидрофобного слоя и проведение контроля качества выполнять в соответствии со СНиП 3.06.03-85. За окрайкой резервуара выступающий гидрофобный слой убирается до уровня окрайки. Производится подливка из цементно-песчаного раствора М200 с созданием уклона от окрайки до начала отмостки резервуара.

Узел сопряжения противофильтрационной пленки с железобетонным фундаментом резервуара должен обеспечивать водонепроницаемость сопряжения.

Противофильтрационная пленка закрепляется на железобетонных конструкциях металлическими анкерами через стальную полосу. Для обеспечения герметичности узла в месте примыкания пленки к железобетонным конструкциям, пленку обмазать герметиком У-30М с двух сторон. После закрепления пленки и стальной полосы анкерами, производится заливка верхней части узла сопряжения герметиком У-30М.

Перед обратной засыпкой щебнем (гравием), на стальную полосу нанести антикоррозионное защитное покрытие, разрешенное к применению

Вокруг фундамента резервуара предусмотреть отмостку шириной 1,0 м. Отмостка выполняется из бетона класса В15 толщиной 80 мм с температурно-усадочными швами через 10 м по периметру отмостки.

Для подъема на отмостку резервуара выполняются металлические лестницы со ступенями из просечно-вытяжной стали.

2.3.2 Опоры под трубопроводы, запорную арматуру и площадки обслуживания

Для обслуживания узлов размыва донных отложений с наружи резервуара предусмотрены монолитные бетонные площадки с уклоном для дренажа атмосферных осадков.

Для крепления узлов ввода трубопроводов водяного охлаждения резервуара предусмотрены стальные опоры из труб, опираемые на фундамент резервуара.

Под узлы высоконапорных пеногенераторов системы подслойного пожаротушения предусмотрены армированные монолитные бетонные площадки со стальными опорами из труб для опирания задвижек и креплений трубопроводов. Площадки выполняются с уклоном для дренажа атмосферных осадков.

Для обслуживания приводов коренных задвижек резервуара проектом предусмотрены металлические площадки. Конструкции площадок приняты по серии 1.450.3-7.94. Для удобства обслуживания и соблюдения правил техники безопасности при обслуживании задвижек в условиях низких температур настил площадок принят из просечно-вытяжной стали.

Под подземные коренные задвижки резервуара в отдельном комплекте разрабатываются фундаменты с металлической закладной деталью для установки на нее опорных конструкций задвижки. Конструкция фундамента и тип основания разрабатываются в каждом конкретном случае при привязке проекта с учетом геологических условий площадки и района строительства.

Под трубопроводы сброса нефти в резервуары в отдельном комплекте разрабатываются фундаменты с металлической закладной деталью для установки на нее опорных конструкций нефтепровода. Конструкция фундамента и тип основания разрабатываются в каждом конкретном случае при привязке проекта с учетом геологических условий площадки и района строительства.

2.3.3 Обвалование каре резервуаров

Проектом предусмотрено укрепление откосов защитного обвалования каре монолитным железобетонным покрытием из бетона класса В15 с армированием сетками из арматуры класса Вр-I. Дефекты (трещины, расслоения, снижение защитного слоя арматуры, включение строительного мусора и т.п.) в монолитном бетоне обвалования не допускаются.

В процессе выполнения работ по устройству монолитного ж.б. покрытия обвалования и упора выполнить температурно-усадочные швы расширения и сжатия.

Переходы через обвалование выполнены в металлоконструкциях. Лестничные марши предусмотрены шириной 900 мм со ступенями из просечно-вытяжной стали шириной 250 мм, шагом 160 мм и с уклоном вовнутрь от 2 до 5 °.

 

Крепление лестниц осуществляется путем приварки к закладным деталям расположенным в теле бетонного покрытия обвалования.

Ограждение лестниц и площадок управления хлопушками запроектировано из уголков по ГОСТ 8509-93 высотой 1250 мм с бортовым ограждающим элементом шириной 150 мм и с шагом стоек 1000 мм.

Опоры для крепления лебедки управления хлопушками запроектированы из уголков по ГОСТ 8509-93, привариваемых к закладным деталям железобетонного обвалования.

2.3.4 Материалы

В бетонных и железобетонных конструкциях применяются бетоны классов по прочности В20, В15, В7,5, В3,5, по водонепроницаемости W2, W4. Классы бетона по морозостойкости определяются при применении проекта. В железобетонных конструкциях используется арматура классов А-III, А-I по ГОСТ 5781-82, Вр-I по ГОСТ 6727-80.

2.4 Антикоррозионная защита и огнезащита строительных
конструкций

Все надземные металлические конструкции защитить антикоррозионным покрытием, аналогичным покрытию резервуара в соответствии с требованиями РД 23.020.00-КТН-184-10 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов».

Все подземные и в уровне перехода земля-воздух металлические конструкции защитить антикоррозионным покрытием в соответствии с  ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1-03 «Технические требования на наружное антикоррозионное покрытие фасонных деталей и задвижек».

Перед нанесением антикоррозионного покрытия произвести подготовку поверхности металлоконструкций в соответствии с РД-23.020.00-КТН-184-10 и  ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1-03.

На все металлические конструкции опор систем пожаротушения и водяного охлаждения резервуара нанести огнезащитный состав со степенью огнестойкости не менее 45 мин (RE45).

Окраску металлоконструкций молниеотводов производить до их установки в вертикальное положение.

Наружные поверхности фундаментов и бетонных опор, соприкасающиеся с грунтом, обмазать горячим битумом за два раза по подготовленной поверхности согласно СНиП 3.04.03-85 п.п. 2.9-2.11.

В монолитных железобетонных конструкциях предусмотрен защитный слой бетона для рабочей и конструктивной арматуры.

2.5 Указания по применению (марки КМ1, КЖ)

При применении проекта необходимо:

1 Заполнить климатические характеристики указанного в задании на проектирование места строительства:

– температуру холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 по результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий и СНиП 23-01-99;

– расчетное значение веса снегового покрова и нормативное значение ветрового давления по СНиП 2.01.07-85, территориальным строительным нормам, результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий;

– климатический район строительства по СНиП 23-01-99*;

– сейсмическую активность по СНиП II-7-81* и результатам микросейсмического районирования выбранной площадки.

2 При необходимости откорректировать марки бетона, типы электродов и марки стали в соответствии с принятыми климатическими характеристиками строительства.

3 Для конструкций разрабатываемых при привязки проекта перечень актов на скрытые работы определить в соответствии с ОР-91.200.00-КТН-028-10.

4 На основании инженерно-геологических изысканий разработать фундаменты под задвижки и опоры под трубопроводы, тип основания и фундамент под резервуар.

5 В ведомости объемов работ раздел «Земляные работы» не разрабатывался. Данный вид работ выполнить при применении проекта.

 

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

3.1 Технологическая схема

Технологическая схема резервуарного парка нефтеперекачивающей станции НПС «Типовой проект промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа» разработана в соответствии с заданием на проектирование и позволяет выполнять следующие операции:

–  прием аварийного сброса нефти в резервуары РВС-5000 №№ 1, 2;

– освобождение резервуаров РВС-5000 и надземного участка трубопровода сброса после аварийного сброса нефти.

Резервуары РВС-5000 предназначены для приема нефти при срабатывании предохранительных устройств.

Производительность и объем аварийного сброса нефти в резервуары определяется при разработке проектной и рабочей документации.

Непосредственно после сброса нефти в резервуары РВС-5000 приступить к его освобождению. Надземный участок трубопровода сброса освобождается совместно с резервуаром.

Для освобождения надземного участка трубопровода сброса проектом предусмотрена перемычка DN 100 между трубопроводом сброса и трубопроводом откачки нефти из резервуаров, на которой установлен кран приварной подземной установки DN 100, PN 1,6 МПа.

Откачка производится по мере опорожнения резервуаров РВС-5000 согласно п. 4.1.5 ОР-35.240.50-КТН-105-09 «Автоматизации технологического процесса перекачки нефти для магистрального нефтепровода с рабочим давлением 10 МПа».

Для сообщения данной перемычки с трубопроводом освобождения предусмотрен шаровой кран приварной подземной установки DN 100, PN 1,6 МПа.

 

3.2 Технологические сооружения

3.2.1 Общая часть

В составе промежуточной нефтеперекачивающей станции предусмотрены два резервуара вертикальных стальных цилиндрических для аварийного сброса нефти от предохранительных устройств.

Проект разработан в соответствии с федеральными и ведомственными нормами, действующими нормативно-техническими документами с использованием технических решений проекта резервуара вертикального стального строительным номиналом 5000 куб. м для аварийного сброса нефти

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические для аварийного сброса нефти РВС-5000 (2 шт.) относятся:

– наружное пространство вокруг резервуаров в пределах каре – класс взрывоопасной зоны В-1г по ПУЭ (изд. 6) и взрывоопасная зона класса 2 по ГОСТ Р 51330.9-99. Категория и группа взрывоопасной смеси паров ЛВЖ с воздухом по ПУЭ (изд. 6) – IIАТ3 (нефть);

– внутри каждого резервуара – класс взрывоопасной зоны В-1 по ПУЭ и взрывоопасная зона класса 0 по ГОСТ Р 51330.9-99.

3.2.2 Характеристика резервуаров РВС-5000

Резервуары относятся к I классу ответственности (опасности) согласно ПБ 03-605-03 (к I повышенному уровню ответственности по ГОСТ 27751-88.).

Внутренний диаметр резервуара                               22,80 м

Высота стенки резервуара                                           11,94 м

Объем по строительному номиналу                          4872 м³

Максимальный уровень взлива воды

при гидроиспытании                                                                   11,54 м

Верхний аварийный уровень взлива нефти            11,54 м

Нижний аварийный уровень взлива нефти            0,90 м

Продукт                                                                        нефть, по ГОСТ Р 51858-2002

(кроме типа 4).

Температура продукта                                                    не выше плюс 50 ºС

Расчетное значение веса снегового покрова          320 кг/м² и менее

Нормативное значение ветрового давления            60 кг/м²  и менее

Сейсмическая активность                                           6 баллов и менее

Цикличность нагружения                                            не более 350 1/год

Нормативный срок эксплуатации                               50 лет

Расчетное рабочее избыточное давление                2,0 кПа

Расчетный рабочий вакуум                                         0,25 кПа

Максимальная производительность аварийного сброса нефти в резервуар определяется при разработке проектной и рабочей документации.

 

 

4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

4.1 Общая часть

Проектные решения предусматривают применение:

– трубопроводов и арматуры подземной установки с защитным покрытием;

– трубопроводов надземной прокладки с электрообогревом и теплоизоляцией для предотвращения замерзания нефти.

Проектные решения предусматривают обвязку каждого резервуара РВС-5000 технологическими трубопроводами и оборудованием (узел коренной задвижки и трубопровод аварийного сброса нефти), с вводом трубопровода аварийного сброса через крышу. Поступление нефти в резервуар при аварийном сбросе осуществляется под уровень продукта. Количество приемо-раздаточных патрубков DN 700 принято для одного резервуара РВС-5000 – 1 шт.

Узел коренной задвижки включает в себя следующее оборудование и материалы:

– систему компенсации нагрузок от приемо-раздаточных патрубков на стенку резервуара;

– задвижку 1 шт. с патрубками под приварку  DN 700, РN 1,6 МПа, класса герметичности «А», с электроприводом;

– краны шаровые запорные с ручным управлением DN 32, РN 1,6 МПа (2 шт.), класса герметичности «А» для выпуска газовоздушной смеси в верхней точке технологического нефтепровода;

– задвижку приварную с ручным управлением DN 150, РN 1,6 МПа (1 шт.), класса герметичности «А» для закачки нефти в технологический нефтепровод при зачистке резервуара;

– кран шаровой с ручным управлением подземной установки DN 100, РN 1,6 МПа (1 шт.), класса герметичности «А» для освобождения от нефти надземного участка трубопровода сброса;

– трубу 720х9 – К56  второго уровня качества  по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04 с защитным покрытием по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 (подземная прокладка);

– трубу 720х9 – К56 второго уровня качества по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04  (надземная прокладка);

– трубы 38х6, 159х6 по ГОСТ 8732-78/Г 09Г2С ГОСТ 8731-74 108х5 по ГОСТ 8732-78/ Г сталь 20 ГОСТ 8731-74;

– фасонные детали по ОТТ-23.040.00-КТН-190-10.

Порядок монтажа системы компенсации нагрузок от приемо-раздаточных патрубков на стенку резервуара в обязательном порядке должен быть согласован с заводом-изготовителем при разработке ППР.

Узел трубопровода аварийного сброса с вводом через крышу резервуара  включает в себя следующее оборудование и материалы:

– трубу 720х9 класса прочности К56 первого уровня качества по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04  с защитным покрытием по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 (подземная прокладка);

– трубу 720х9 класса прочности К56 второго уровня качества по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04   (надземная прокладка);

– фасонные детали по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-036-1-05;

– заглушки плоские DN 700, PN 1,6 МПа (2 шт.);

– проставки DN 700, PN 1,6 МПа (2 шт.);

– опору неподвижную DN 700 (1 шт.).

 

При эксплуатации резервуара между фланцами трубопроводной обвязки должны быть установлены проставки. Заглушки установить при выводе резервуара из эксплуатации.

Неподвижная опора, включающая прикрепленный к ней участок трубопровода, должна быть заводского изготовления.

Для уплотнения фланцевых соединений фланцевой арматуры и приемо-раздаточных патрубков применяются прокладки из терморасширенного графита.

Для обслуживания приводов задвижек предусмотрены обслуживающие площадки.

Для возможности демонтажа трубопроводов, проходящих под обвалованием, не нарушая его, предусмотрен проход трубопроводов в футляре с герметизацией концов футляра применением герметизирующих манжет

Для строительства перехода трубопроводов DN 700, DN 800 в защитном кожухе DN 1000 под обвалованием предусмотрено применение опорно-направляющих колец.

В местах выхода трубопровода из земли предусматривается приварка заземления трубопровода по чертежу 3.64.00.000 СБ.

Все болтовые соединения узлов заземления защитить от коррозии нанесением силиконовой мастики толщиной 500 мкм.

На всех фланцевых соединениях предусматривается установка шунтирующих перемычек.

4.2 Антикоррозионная защита трубопроводов

Для подземных технологических трубопроводов DN 700 и футляров DN 1000 в соответствии с требованиями ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 применяются трубы с заводским защитным покрытием. На участках протяженностью менее 10 м могут применяться трубы без заводского покрытия с нанесением полиуретановых, эпоксидных покрытий по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 с обязательной абразивной подготовкой поверхности.

Для подземных технологических трубопроводов DN 32, DN 100 и DN 150 предусмотрено нанесение полиуретановых, эпоксидных или эпоксидно- полиуретановых покрытий по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 или ленточных полимерно-битумных покрытий по ГОСТ Р 51164-98 конструкции № 18 с обязательной абразивной подготовкой поверхности.

Изоляция сварных стыков подземных технологических трубопроводов DN 700 и футляров DN 1000 выполняется с применением термоусаживающихся манжет.

Антикоррозионная защита фасонных трубных изделий, запорной арматуры подземной установки выполняется покрытиями в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-215-10.

Антикоррозионная защита надземных трубопроводов, фасонных трубных изделий, запорной арматуры и оборудования надземной установки в каре резервуара выполняется в соответствии с требованиями РД-23.020.00-КТН-184-10.

Места перехода трубопроводов от надземной прокладки к подземной защищаются от коррозии в соответствии с требованиями п. 10.3.9 РД-91.020.00-КТН-335-06 и РД-23.040.01-КТН-149-10.

Надземная часть технологических трубопроводов, оборудования и опор технологических трубопроводов,  деталей трубопроводов, задвижек в каре резервуаров защищается от коррозии антикоррозийными покрытиями, в соответствии с РД 23.020.00-КТН-184-10 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов».

Надземные участки трубопроводов DN 700, фасонных трубных изделий DN 700 выполняются с электробогревом, теплоизолируются матами минераловатными прошивными с покрывным слоем из алюминиевого листа, антикоррозионная защита  – на основе термостойкого лака для температуры эксплуатации до плюс 150 ºС.

Система электрообогрева выполняется отдельным проектом.

Все защитные покрытия должны применяться из материалов, разрешенных к применению согласно «Реестру технических условий и технических требований на основные виды оборудования и материалов

4.3 Монтаж, сварка и контроль сварных соединений

Технология сварки, применяемая при строительстве и монтаже трубопроводов, подлежат аттестации согласно требованиям РД-25.160.00-КТН-011-10 «Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов».

К выполнению сварных стыков магистральных нефтепроводов допускаются сварщики (операторы сварочных установок), аттестованные в соответствии с требованиями действующих «Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» – ПБ 03-273-99, РД 03-495-02 и Дополнительных Требований к аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, допускаемых к работам на объектах системы магистральных нефтепроводов.

Сварку соединений следует производить в соответствии с  РД 25.160.00-КТН-011-10  и технологическими картами, разработанными на основе  операционно-технологических карт сборки, сварки и ремонта кольцевых стыков при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов.

Контроль сварных соединений технологических трубопроводов выполняется в соответствии с требованиями РД 19.100.00-КТН-001-10.

Все стыковые соединения трубопроводов, в т.ч. гарантийные сварные швы, швы приварки арматуры, швы  ввариваемых трубных вставок подвергаются контролю качества неразрушающими методами: визуальным и измерительным в объеме 100 %; радиографическим в объеме 100 %; ультразвуковой дефектоскопии в объеме 100 % в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10 табл.1, п.п. 14, 18.

4.4 Очистка и испытание технологических трубопроводов

Трубопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и герметичность.

Перед проведением гидравлического испытания технологических трубопроводов до установки заглушек внутренняя полость трубопроводов должна быть продута воздухом для очистки трубопроводов от окалины, грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта и различных предметов.

Инструкция на проведение очистки и гидравлических испытаний составляется подрядной организацией и разрабатывается в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Для проведения испытаний Подрядчик разрабатывает в составе ППР раздел по очистке и испытаниям, в котором отражает:

– участки проведения работ в соответствии со схемами очистки и испытания технологических трубопроводов и допустимые испытательные давления;

– последовательность проведения работ;

– объем и скорость продувки  трубопровода;

– требуемую производительность компрессорного оборудования;

– объем и расход закачки воды в трубопровод;

– требуемую производительность насосного оборудования;

– расчет диаметров и количества патрубков для выпуска и подачи воздуха при его заполнении и опорожнении;

– расчет времени и трудозатрат на производство работ;

– обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды.

4.5 Индивидуальные испытания системы компенсации нагрузок

1 Окончательную приемку системы компенсации нагрузок (приемо-сдаточные испытания после монтажа на месте эксплуатации) производить в соответствии с требованиями программы и методики испытаний завода-изготовителя системы компенсации нагрузок.

2 Перед испытаниями заполнить трубопровод системы компенсации нагрузок испытательной средой и выполнить с помощью талрепов затяжку пружин пружинных блоков до рабочей нагрузки на подвесках согласно таблицы 4.1 (заполняется при разработке проектной и рабочей документации после выполнения прочностного расчета).

 

 

Таблица 4.1 Предварительная затяжка пружинных блоков

Опора	Усилие, R	Жесткость, k	Предварительная затяжка, s=R/k
	кг	кг/см	cм
ОПП-1
ОПП-2

 

3 Окончательную приемку технологических трубопроводов (приемо-сдаточные испытания после монтажа на месте эксплуатации) производить в соответствии с требованиями программы комплексного опробования, разработанной и утвержденной Заказчиком.

 

5 КОНСТРУКЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ

5.1 Конструкция резервуара

Конструкция резервуара для аварийного сброса нефти объемом 5000 куб. м разработана в альбоме КМ в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов» и РД 23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м».

Диаметр резервуара 22,8 м; высота стенки 11,94 м.

Стенка резервуара полистового изготовления из листов, свальцованных по внутреннему радиусу резервуара.

Днище выполнено из окраек и центральной части. Окрайка и центральная часть соединяются нахлесточным швом.

Центральная часть днища имеет уклон от центра 1:100, листы днища соединяются встык по короткой стороне листа и внахлест по длинной. Центральная часть днища резервуара поставляется в виде отдельных листов, а окрайки – отдельными сегментными элементами.

Крыша резервуара сборно-щитовая стальная коническая с уклоном кровли 1:6, состоящая из щитов заводского изготовления, укладываемых на верхнем поясе стенки резервуара.

Конструкция резервуара, оборудования должна допускать пропарку паром низкого давления (температура плюс 110 ºС, температура уточняется при применении проекта в соответствии с маркой антикоррозионного материала).

Конструкции резервуара должны быть изготовлены на специализированных предприятиях, изготавливающих металлоконструкции резервуаров.

Запрещается использование для основных конструкций резервуара металлоконструкций, изготовленных на месте монтажа.

Технический надзор за производством работ производить в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

5.2 Монтаж патрубков и люков на резервуаре

Для размещения оборудования на стенке резервуара запроектированы патрубки:

– патрубок приемо-раздаточный диаметром 720 мм (1 шт.);

– люк диаметром 630 мм в I поясе под устройство для размыва донных отложений (1 шт.);

– патрубок подслойного пожаротушения диаметром 159 мм (2 шт.);

– патрубок диаметром 159 мм для зачистки (1 шт.);

– бобышка в крышке люк-лаза первого пояса для термопреобразователя (1 шт.).

Для доступа внутрь резервуара на стенке 1 пояса запроектированы люки:

– люк-лаз овальный 600х900 мм в I поясе (2 шт.);

– люк-лаз круглый диаметром 630 мм в I поясе (1 шт.).

На крыше резервуара предусмотрены следующие патрубки и люки:

– люк монтажный диаметром 1020 мм (1 шт.);

– патрубок диаметром 1020 мм для трубопровода аварийного сброса нефти                 (1 шт.);

– патрубок монтажный диаметром 530 мм для клапанов дыхательных (6 шт.);

– патрубок диаметром 530 мм для радарного уровнемера (1 шт.);

– люк световой диаметром 530 мм (3 шт.);

– патрубок диаметром 159 мм для сигнализатора верхнего допустимого уровня (2 шт.);

– патрубок диаметром 159 мм для люка замерного (4 шт.);

– патрубок диаметром 108 мм для извещателей пожарных (6 шт.);

– патрубок диаметром 108 мм для датчика средней температуры (1 шт.).

На всех фланцевых разъемах предусматривается установка шунтирующих перемычек. Все болтовые соединения узлов заземления защитить от коррозии силиконовой мастикой.

5.3 Маршевая лестница

Для подъема на крышу резервуара проектом предусмотрена лестница маршевая кольцевая. Конструкция лестницы разработана в соответствии с требованиями ГОСТ 23120-78 «Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия», ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуара для нефти и нефтепродуктов» и РД 23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м». Расчет конструкции лестницы произведен в соответствии с главами 1, 3 СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия» и СНиП II-23-81 «Стальные конструкции» Приложение 1.

Маршевая лестница крепится к стенке резервуара. Угол наклона 45º, ширина 700 мм. Площадки выполнены в виде секторов и опираются на кронштейны. Кронштейны под площадки приварены к стенке резервуара. Для предотвращения горизонтального смещения площадки крепятся к стенке резервуара с помощью горизонтального раскоса. Верхний узел лестничного марша в месте сопряжения с площадкой – жесткий.

5.4 Площадки обслуживания

Для обслуживания оборудования резервуара предусматривается:

– кольцевая площадка шириной 700 мм с ограждением на крыше резервуара                  (1 шт.);

– площадка обслуживания люка замерного (4 шт.);

– площадка обслуживания радарного уровнемера (1 шт.).

5.5 Указания по применению

При применении настоящего раздела проекта необходимо:

1 Определить климатические характеристики указанного в задании на проектирование места строительства:

– расчетное значение веса снегового покрова и нормативное значение ветрового давления по СНиП 2.01.07-85, территориальным строительным нормам, результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий;

– сейсмическую активность по СНиП II-7-81* и результатам микросейсмического районирования выбранной площадки;

 

– температуру холодной пятидневки с обеспеченностью 0,98 по результатам  инженерно-гидрометеорологических изысканий и СНиП 23-01-99.

2 На листе 1 чертежей КМ заполнить значения расчетной температуры металла основных конструкций подгруппы «А», «Б» и вспомогательных конструкций в соответствии с п. 2.2 РД 23.020.00-КТН-079-09.

3 На листе 45 при температуре холодной пятидневки с обеспеченностью                 0,98 ниже минус 40 ⁰С устраивается закладная для крепления шкафа КИП из уголков 50х5. В перечне применяемых материалов заполнить строку «Итого».

4 В технической спецификации металла листы 54-57 выбрать марку металла для вспомогательных конструкций в зависимости от расчетной температуры металла.

5 При I-III ветровом районах:

– на листе 1 в ведомости рабочих чертежей основного комплекта исключить зачеркиванием листы 52 и 53;

– в технической спецификации металла листы 54-57 исключить зачеркиванием столбец «Анкерное крепление резервуара»;

– в ведомости объемов работ исключить строку «Анкерное крепление резервуара»;

– в таблицах 5.4 и 5.6 исключить строку «Анкерное крепление резервуара»;

– в разделе 5.7 исключить запись «Анкерные болты должны быть равномерно затянуты по окончании выдержки под нагрузкой при полном заливе резервуара водой в процессе гидравлических испытаний».

6 В спецификации проставить тип антикоррозионного покрытия внутренней поверхности металлоконструкций резервуара в зависимости от класса (1, 2, 3 или 4) нефти по ГОСТ Р 51858-2002.

7 Исключение не принятых марок материалов выполнить зачеркиванием.

5.6 Требования к монтажу резервуара

5.6.1 Монтаж резервуара

Монтаж резервуара должен осуществляться в соответствии с требованиями раздела 5 ПБ 03-605-03 (за исключением таблиц 5.1, 5.2), РД 23.020.00-КТН-079-09, настоящего проекта и разработанного при его применении рабочего проекта, проекта производства работ.

Работы по монтажу должны выполняться специализированной организацией, имеющей соответствующую требованиям действующего законодательства лицензию на выполнение данного вида работ.

Монтаж резервуара начинается после приемки основания и фундамента и составления акта приемки основания под монтаж резервуара, входного контроля элементов конструкции резервуара.

Отправка марок стенки на место монтажа должна производиться в приспособлениях исключающих нарушение их геометрической формы. Кромки листов стенки и днища резервуара должны быть механически обработаны с допусками на номинальные размеры, не превышающими указанных в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Отклонения основных геометрических параметров

Тип детали	Наименование параметра	Предельное отклонение, мм
1	2	3
Деталь с четырьмя ортогональными сторонами	Ширина детали W	±0,5
	Длина детали L	±1,0
	Длины диагоналей D	±2,0
	Разность длин диагоналей	3,0
	Серповидность по длине и      ширине листа	2,0
Деталь с тремя ортогональными сторонами	Ширина детали W	±0,5
	Длина детали L	±2,0
	Отклонение от перпендикулярности продольной и поперечной кромок Z	±1,0
Деталь с двумя ортогональными сторонами	Длина детали L	±2,0
	Отклонение от перпендикулярности продольной и поперечной кромок Z	±1,0
	Отклонение от перпендикулярности продольной и поперечной кромок Z	±1,0

 

 

Сварку при монтаже резервуара производить согласно РД-25.160.10-КТН-050-06 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров».

Способы сварки, типы сварных швов конструкций резервуара определены

РД 25.160.10-КТН-050-06 и настоящим проектом.

Сварные швы должны быть герметичными, непроницаемыми и непрерывными.

Технология сварки, сварочные материалы и оборудование должны обеспечивать прочностные и пластические свойства, ударную вязкость, не ниже чем нормативные характеристики основного металла.

Механические свойства сварных соединений должны соответствовать требованиям п. 2.6.3 РД 25.160.10-КТН-050-06.

 

Для производства работ используются монтажные приспособления, монтажные леса и такелажная оснастка.

После монтажа каждого пояса стенки, контролировать отклонение образующих стенки от вертикали, внутренний диаметр стенки, местные отклонения стенки, высоту стенки, производить нивелировку окраек днища.

Превышение отклонений, указанных в таблице 5.2 не допускается.

Проект производства работ (ППР) должен соответствовать требованиям п. 5.1.5 ПБ 03-605-03.

Технический надзор за производством работ производить в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

При проведении работ свариваемые поверхности конструкций и рабочее место сварщика следует защищать от ветра и атмосферных осадков.

Сварку конструкций разрешается выполнять без подогрева при температуре окружающего воздуха, приведенной в РД 25.160.10-КТН-050-06.

Технологические процессы сварки должны быть аттестованы в соответствии с требованиями РД 03-615-03 «Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов», РД 25.160.10-КТН-050-06.

5.6.2 Контроль качества смонтированных конструкций резервуара

Допускаемые отклонения формы и размеров элементов вновь сооружаемого резервуара должны соответствовать требованиям РД 23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м».

 

Таблица 5.2 Допускаемые отклонения формы и размеров днища, стенки и крыши вновь сооружаемого резервуара

Наименование параметров		Предельное отклонение, мм
1	2
Днище резервуара
Местные неровности (хлопуны) днища:
– максимальная площадь		3 м2
– максимальная высота (глубина)		25
Местные отклонения от проектной формы в зонах радиальных монтажных сварных швов окраек  (угловатость)		± 3
Подъем окраек в зоне сопряжения с центральной частью днища		40
Разность отметок наружного контура днища на незаполненном резервуаре: – cоседних точек, расположенных на расстоянии 6 м по периметру стенки; – любых других		15 25

 

Продолжение таблицы 5.2

1	2
Разность отметок наружного контура днища на заполненном резервуаре: – cоседних точек, расположенных на расстоянии 6 м по периметру стенки; – любых других	25 35
Крыша резервуара
Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок	20
Стенка резервуара
Внутренний диаметр (измерять шесть диаметров с шагом 30 градусов):
– на высоте 300 мм от днища	± 37
– на любой другой высоте	± 110
Высота стенки:
– высота стенки до 12 м включительно	± 20
Отклонение от вертикали верха стенки относительно ее низа	60
Отклонение от вертикали каждого листа любого пояса на расстоянии 50 мм от его верха	1-й пояс (1,94 м) – 10; 2-й пояс (3,93 м) – 20; 3-й пояс (5,92 м) – 30; 4-й пояс (7,91 м) – 40; 5-й пояс (9,90 м) – 50; 6-й пояс (11,89 м) – 60
Местные отклонения от проектной формы в вертикальном направлении (зазор между стенкой и установленной вертикально линейкой длинной 1 м, прижатой к стенке)	14
Местные отклонения от проектной формы в горизонтальном направлении (зазор между стенкой и горизонтально установленным шаблоном длинной 1 м, выполненным по проектному радиусу стенки)	14

5.6.3 Контроль качества сварных соединений конструкций резервуара

Контроль качества сварных соединений конструкций резервуара выполнить в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» гл. VII.

При монтаже резервуара применяются, согласно РД 23.020.00-КТН-079-09  «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м» и РД-25.160.10-КТН-050-06 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров», следующие методы контроля качества сварных соединений (таблицы 5.3 и 5.4).

 

 

Таблица 5.3 Методы контроля качества сварных соединений, выполняемых на           заводе-изготовителе

№	Тип сварных соединений	Способ контроля качества и объем
1	Швы настила щитов крыши	Вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
2	Стыковой продольный шов при изготовлении обечаек люков, патрубков на стенке резервуара из листового проката	Радиографический (РК) – 100 %
3	Шов приварки наружного фланца к обечайке патрубка, люка на стенке резервуара	Контроль герметичности методом керосиновой пробы (ПВТ) – 100 %
4	Все сварные швы металлоконструкций резервуара	Визуальный и измерительный контроль (ВИК) – 100 %

 

Таблица 5.4 Методы контроля качества сварных соединений, выполняемых

на монтаже

№	Тип сварных соединений	Способ контроля качества и объем
1	2	3
Стенка резервуара
1	Вертикальные швы стенки 1, 2 пояса	Радиографический (РК) – 100 %
		Ультразвуковой (УК) – 100 %
2	Вертикальные, горизонтальные швы стенки	Ультразвуковой (УК) – 100 %
3	Уторный шов сопряжения стенки с днищем	Наружный шов до наложения внутреннего шва – контроль герметичности методом керосиновой пробы (ПВТ) – 100 %
		Внутренний шов – вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
4	Места удаления сборочных приспособлений на стенке резервуара	Капиллярный (ПВК) – 100 %
Крыша резервуара
5	Монтажные швы крыши (швы настила, при укрупненной сборке щитов, радиальные швы между щитами, швы кольцевой накладки центрального щита, кольцевой шов соединения щитов с опорным кольцом резервуара, швы прямоугольных накладок)	Вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
Днище резервуара
6	Стыковые, нахлесточные швы центральной части днища, накладок и пластин с днищем	Вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %

 

Продолжение табл. 5.4

1	2	3
7	Стыковой шов окрайки	Часть шва окрайки длиной 250 мм от наружного края – радиографический (РК) – 100 %
		Часть шва окрайки, расположенной на расстоянии 150-600 мм от внутренней поверхности стенки – ультразвуковой (УК) – 100 %
		Весь шов от внутренней поверхности стенки – вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
Патрубки, люки на стенке резервуара
8	Шов приварки обечайки патрубка (люка) к стенке	Ультразвуковой (УК) – 100 %
		Контроль герметичности методом керосиновой пробы (ПВТ) – 100 %
9	Шов приварки обечайки патрубка (люка) к усиливающему листу	Ультразвуковой (УК) – 100 %
		Избыточным давлением (ПВТ) – 100 %
10	Шов приварки усиливающего листа патрубка (люка) к первому поясу стенки	Капиллярный (ПВК) – 100 %
		Избыточным давлением (ПВТ) – 100 %
11	Шов приварки усиливающего листа к окрайке днища	Избыточным давлением (ПВТ) – 100 %
Патрубки, люки на крыше резервуара
12	Шов приварки усиливающего листа патрубка (люка) к настилу крыши	Вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
13	Шов приварки обечайки патрубка (люка) к усиливающему листу	Вакуумированием при перепаде давления 250 мм. вод. ст. (ПВТ) – 100 %
Анкерное крепление резервуара
14	Шов приварки усиливающего листа крепления к стенке резервуара	Капиллярный (ПВК) – 100 %
15	Все сварные швы металлоконструкций резервуара	Визуальный и измерительный контроль (ВИК) – 100 %

 

 

Механические испытания образцов сварных соединений производить согласно п. 2.10 РД-25.160.10-КТН-050-06.

Трещины всех видов и размеров в сварных соединениях и основном металле конструкций резервуара не допускаются. Ремонт дефектных участков сварных соединений производить в соответствии с РД 25.160.10-КТН-050-06.

По внешнему виду качество сварных соединений конструкций должно удовлетворять требованиям РД 23.020.00-КТН-079-09, РД-25.160.10-КТН-050-06.

По результатам радиографического контроля швы сварных соединений конструкций должны удовлетворять требованиям ГОСТ 23055-78 – 4 класс.

 

 

Контроль швов сварных соединений конструкций неразрушающими методами следует проводить после исправления недопустимых дефектов, обнаруженных внешним осмотром.

После проведения контроля качества сварных швов пространство между усиливающими листами и стенкой резервуара заполнить ингибитором коррозии с обеспечением отвода воздуха.

5.7 Испытание резервуара

Испытание резервуара РВС-5000 (2 шт.) следует производить согласно требований ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов», РД 23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м» и ОР-23.020.00-КТН-278-09 «Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкций) резервуаров и ввода в эксплуатацию» гидравлическим способом (приложение Л).

Гидравлическое испытание резервуаров проводят после окончания всех сварочно-монтажных работ и контроля их качества, монтажа трубопровода аварийного сброса нефти внутри каждого резервуара, присоединения трубопроводов к резервуарам и завершения работ по устройству обвалования.

Испытание следует проводить по индивидуальной программе, разработанной проектной организацией, разрабатывающей ППР.

При наличии отклонений от требований настоящего проекта и действующих регламентов резервуары к испытаниям не допускаются.

Приварка любых элементов к конструкциям резервуаров в процессе проведения гидроиспытания и после его окончания запрещается.

Гидравлическое испытание следует проводить при температурах окружающего воздуха плюс 5 ^оС и выше. До начала испытаний должны быть выполнены работы по проверке геометрических параметров резервуара. Гидравлическое испытание следует проводить наливом воды на уровень 11,54 м.

Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

Подготовительные работы

До проведения гидроиспытаний с поверхности металлоконструкций каждого резервуара должны быть удалены все монтажные приспособления, а места их приварки зачищены, зашлифованы и проконтролированы неразрушающими методами. Резервуар должен быть освобожден от всех посторонних предметов.

Смонтировать временный подводящий трубопровод диаметром 219 мм для подачи и слива воды из резервуара, выведенный за пределы обвалования в противопожарный или временный водоем. Трубопровод диаметром 219 мм испытать давлением Р=1,25 Рраб.

Диаметр трубопровода подачи и сброса воды должен обеспечить максимально возможный сброс воды из резервуара производительностью 350 м³/ч. Организовать пост управления гидравлическим испытанием. Обеспечить освещение резервуара и поста управления, а также наличие технических средств связи.

Подготовить технические средства для проведения осмотра стенки резервуара по всей ее высоте.

 

Установить временный указатель уровня воды в резервуаре и нанести контрольные метки на стенке.

Заглушить люки и патрубки на стенке резервуара.

До начала испытаний должны быть выполнены работы по проверке геометрических параметров резервуара. В точках-марках, размещенных по периметру резервуара с шагом не более 6 м, выполняется инструментальный контроль:

– отметок фундамента резервуара;

– отклонения стенки резервуара от вертикали;

– нивелировка окраек днища с шагом 6 м;

– нивелировка центральной части днища с точностью съемки не менее 5 мм и расстоянием между точками съемки не более 2 м.

При превышении отклонений, указанных в таблице 2.16, 2.17 РД-23.020.00-КТН-079-09 резервуар к испытаниям не допускается.

Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

До начала испытания должна быть представлена вся техническая документация, предусмотренная разделами по изготовлению, монтажу и контролю качества резервуаров:

– акт на приемку основания и фундамента с исполнительной схемой на основание и фундамент, акты на скрытые работы по подготовке и устройству грунтового основания под резервуар, кольцевого железобетонного фундамента;

– протокол качества на конструкции резервуара;

– рабочие чертежи;

– проект производства работ (ППР);

– акты приемки металлоконструкций резервуара в монтаж на соответствие конструкций проектной документации, стандартам, строительным нормам и правилам;

– журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении резервуара;

– акты контроля качества смонтированных конструкций резервуара на соответствие геометрических параметров и формы резервуара требованиям рабочих чертежей и правилам, утвержденным в установленном порядке

– акты контроля на герметичность монтажных сварочных швов днища, стенки, соединений днища и стенки, усиливающих накладок, патрубков;

– заключение на контроль физическими методами монтажных стыков стенки резервуара;

– заключение на контроль уторного шва сопряжения стенки с окрайками днища;

– заключение на контроль 100 % сварных швов днища;

– журнал авторского надзора с приложением чертежей, схем и технических решений, измененных представителями проектной организации по результатам авторского надзора.

Испытание должно проводиться в соответствии с технологической картой испытаний, которая должна быть составной частью ППР.

На все время испытаний должны быть установлены границы опасной зоны знаками безопасности с радиусом не менее 46 м от центра резервуара.

Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили трубопроводов для проведения испытания, установленные на трубопроводах обвязки наполнительных агрегатов, должны находиться за пределами защитного обвалования резервуара.

Лица, производящие испытание, должны находиться вне границ опасной зоны. Во время повышения уровня воды допуск к осмотру конструкций разрешается не ранее, чем через 10 минут после окончания очередной ступени нагружения.

Все работники, принимающие участие в испытаниях должны пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ с соответствующим письменным оформлением.

До начала испытаний комиссией должен быть составлен и подписан Акт готовности резервуара к проведению гидравлических испытаний.

Испытание конструкций резервуара

Гидравлическое испытание следует проводить при температурах окружающего воздуха плюс 5 ºС и выше.

Гидравлическое испытание следует проводить наливом воды на уровень            11,54 м.

Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров.

Технологическая последовательность закачки (откачки) воды в резервуар:

– закрыть задвижку DN 200 на трубопроводе слива воды;

– открыть задвижку трубопровода налива и подать воду в резервуар;

– налив воды до уровня 11,54 м осуществлять с остановкой налива на втором, четвертом, шестом и при сливе на пятом, третьем поясах стенки резервуара с остановкой на время, необходимое для осмотра;

– резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытывают на гидростатическое давление с выдержкой под этой нагрузкой 24 часа.

Состав и последовательность проведения работ по испытанию резервуара предусматривается в разделе ППР.

При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить набор воды, слить воду в предназначенный для аварийного слива резервуар, установить и устранить причину течи. Если в процессе испытания будут обнаружены отпотины, свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), прекратить набор воды и слить воду в предназначенный для аварийного слива до уровня:

– при обнаружении дефекта в первом поясе – полностью;

– при обнаружении дефекта во втором – шестом поясах – на один пояс ниже расположения дефекта;

– при обнаружении дефекта в шестом поясе и выше – до  пятого пояса.

Места забора и слива воды для гидроиспытаний определяются в ППР.

Исправить обнаруженные дефектные места, повторно проверить их (исправленные дефектные места в уторном соединении стенки с окрайкой днища проверить на герметичность, в вертикальных и горизонтальных сварных швах – радиографическим методом), при отсутствии дефектов испытание должно быть продолжено. Во время повышения нагрузки к осмотру конструкций приступать не ранее чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок.

После гидравлического испытания и понижения уровня воды на два метра от испытательного приступить к испытанию резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум. Контроль давления и вакуума осуществляется U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование. Избыточное давление принимается на 25 % (2,5 кПа), а вакуум – на 50 % (0,375 кПа) больше проектной величины.

 

Проектные величины избыточного давления и вакуума указаны на листе общих данных альбома «КМ».

Продолжительность нагрузки 30 минут.

По окончании испытаний на избыточное давление и вакуум люки и патрубки на кровле должны быть вновь открыты, что должно быть оформлено актом.

Определение отклонений отметок фундамента резервуара от проектных производится нивелировкой.

Нивелировка производится до начала испытаний при прохождении второго, четвертого и шестого поясов, а также после полного опорожнения резервуара в местах установки марок в железобетонном фундаменте на расстоянии 6 м по периметру.

После окончания гидравлических испытаний в залитом до проектной отметки (11,54 м) водой резервуаре производят замеры отклонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента).

Допускаемые отклонения формы и размеров днища, стенки и крыши сооружаемых резервуаров предусмотрены в таблице 4.2.

Устойчивость корпуса проверяют созданием относительного разряжения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разряжение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

Все результаты измерений, выполненных за время проведения испытаний, должны быть записаны в журнал пооперационного контроля.

Каждый резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если во время заполнения резервуара, выдержки при максимальном уровне взлива воды 24 часа и его опорожнения не появляются течи на поверхности стенки и по краям днища, уровень воды не снижается, предельные отклонения формы и размеров металлоконструкций и фундаментов соответствуют требованиям РД-23.020.00-КТН-079-09 таблицы 2.15 – 2.17.

На каждый резервуар, прошедший испытание, составляется  Акт гидравлического испытания резервуара согласно ОР-23.020.00-КТН-278-09 «Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию» приложение С.

К Акту прилагается: журнал пооперационного контроля, схема осадки резервуара по фиксированным точкам периметра днища, схемы отклонений образующих стенки каждого резервуара от вертикали после слива воды.

5.8 Антикоррозионная защита металлоконструкций и оборудования резервуара

Антикоррозионную защиту необходимо производить после гидравлического испытания согласно РД-23.020.00-КТН-079-09 и ОР-23.020.00-КТН-278-09 «Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкций) резервуаров и ввода в эксплуатацию».

Антикоррозионное покрытие необходимо производить по предварительно подготовленной металлической поверхности резервуара, трубопроводов и оборудования согласно РД 23.020.00-КТН-184-10 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов»

Кромки, углы, сварные швы предварительно окрашивают кистью или валиком на их ширину плюс 10 мм с каждой стороны. Для защиты оборудования, трубопроводов, внутренней поверхности кровли, днища и стенки резервуара для хранения нефти 1, 2, 3 класса по ГОСТ Р 51858-2002 использовать покрытия усиленного типа.

Приварка любых элементов к конструкциям резервуара при и после проведения антикоррозионных работ запрещается.

Контроль качества подготовки поверхности резервуара, оборудования и трубопроводов, а так же антикоррозионного покрытия внутренней и наружной поверхностей резервуара, оборудования и трубопроводов должен выполняться согласно требованиям согласно РД 23.020.00-КТН-184-10 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов»

После нанесения антикоррозионного покрытия наносятся с противоположных сторон резервуара надпись «ОГНЕОПАСНО», номер резервуара, логотип и фирменный знак.

Цветовая гамма покраски металлоконструкции резервуара, кольцевой лестницы, площадок, ограждений, оборудования, трубопроводов в каре резервуара надпись «ОГНЕОПАСНО», логотип и фирменный знак наносятся согласно методическим рекомендациям

Площади покраски поверхности резервуара, технологического оборудования, трубопроводов внутри и снаружи резервуара предусмотрены в таблицах 5.5 – 5.8.

 

Таблица 5.5 Площадь покраски наружной поверхности резервуара

Наименование конструкции	Площадь покраски, м2
Стенка резервуара	860
Наружная поверхность крыши резервуара	420
Люки патрубки на крыше и стенке	27
Площадки обслуживания	116
Маршевая (кольцевая) лестница	101
Крепления трубопроводов на стенке, лотков КИП и А	14
Анкерное крепление резервуара	15
Полосовое покрытие сварных швов	58
Нанесение фирменного знака, логотипа номера резервуара, надписи «ОГНЕОПАСНО»	26, в том числе: – синего цвета – 19; – красного цвета – 7
Итого:	1637

 

Таблица 5.6 Площадь покраски внутренней поверхности резервуара

Наименование конструкции	Площадь покраски, м2
Днище	410
Стенка резервуара	856
Люки патрубки на стенке и патрубки на крыше	14
Внутренняя поверхность крыши (настил, каркас, опорный уголок, центральное кольцо)	782
Опоры пожаротушения	8
Полосовое покрытие сварных швов	68
Итого:	2138

 

 

Таблица 5.7 Площадь покраски технологического оборудования и трубопроводов

внутри резервуара

Наименование конструкции	Кол-во, шт.	Площадь покраски
		Единицы, м2	Всего, м2
Приемо-раздаточное устройство DN 700	1	12,5	12,5
Кран сифонный DN 80	1	0,5	0,5
Трубопроводы СППТ		24	24
Труба аварийного сброса нефти диаметром 720х9 мм		31	31
Итого:			68

 

 

Таблица 5.8 Площадь покраски технологического оборудования и трубопроводов

снаружи резервуара

Наименование конструкции	Кол-во, шт.	Площадь покраски
		Единицы, м2	Всего, м2
Кран сифонный DN 80	1	1	1
Оборудование и трубопроводы на патрубке для зачистки	1	1	1
Трубопроводы охлаждения (красный цвет)		40	40
Труба аварийного сброса нефти диаметром 720х9 мм		8,5	8,5
Итого:			50,5

 

6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРА

6.1 Приемо-раздаточное устройство резервуара

Согласно РД 23.020.00-КТН-079-09 на приемо-раздаточный патрубок диаметром 720 мм (1 шт.) устанавливается приемо-раздаточное устройство DN 700 (1 шт.).

6.2 Устройство для размыва донных отложений

Согласно РД 23.020.00-КТН-079-09 предусмотрено оснащение резервуара устройством для размыва донных отложений с диаметром пропеллера 500 мм в количестве одной штуки.

Устройство для размыва донных отложений с диаметром пропеллера 500 мм устанавливается в первом поясе стенки резервуара на специальном люке диаметром 630 мм.

Основные характеристики устройства для размыва донных отложений с диаметром пропеллера 500 мм:

–    автоматический привод поворота – электромеханический;

–    режим работы изделия – не менее 20 часов;

–    номинальная мощность – 15 кВт;

– максимальный угол поворота вала пропеллера в горизонтальной плоскости – 60 °.

Устройство для размыва донных отложений с диаметром пропеллера 500 мм эксплуатируется в наружных установках во взрывоопасных зонах класса В-1г; взрывоопасных смесей категории IIА, IIВ групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ Р 51330.11-99.

6.3 Слив подтоварной воды

Проектом для забора и спуска подтоварной воды из резервуара в первом поясе стенки запроектирован кран сифонный DN 80.

Отвод подтоварной воды предусматривается в запроектированную производственно-дождевую канализацию.

6.4 Клапаны дыхательные

На крыше резервуара согласно РД 23.020.00-КТН-079-09 проектом предусмотрен монтаж шести клапанов дыхательных производительностью не менее 3000 м³/ч. Количество клапанов дыхательных принято при максимальном значении производительности аварийного сброса нефти в резервуар Q=5400 м³/ч для НПС-12. Клапаны дыхательные устанавливаются на монтажные патрубки диаметром 530 мм. Заказ оборудования производится по опросному листу с указанием требуемых параметров.

 

6.5 Трубопровод аварийного сброса нефти

Трубопровод аварийного сброса нефти вводится в резервуар через патрубок в кровле диаметром 1020 мм и прикрепляется к днищу резервуара.

Расстояние в свету между стенкой резервуара и трубопроводом не менее 2 м. Узел прохода трубопровода через кровлю оснащен сальниковым уплотнением с гильзой из искробезопасного материала.

Трубопровод аварийного сброса нефти диаметром 720х9 мм присоединяется к фланцевому соединению участка технологического трубопровода предусмотренного в разделе «ТТ».

6.6 Указания по применению

При применении настоящего раздела проекта необходимо:

1 В спецификации проставить климатическое исполнение оборудования и изделий по ГОСТ 15150-69 в зависимости от климатического района строительства резервуара, минимальную температуру эксплуатации и строительства, исполнение по сейсмостойкости запорной арматуры.

2 Количество клапанов дыхательных принято при максимальном значении производительности аварийного сброса нефти в резервуар Q=5400 м³/ч для НПС-12. При разработке рабочей документации определить количество клапанов дыхательных в зависимости от фактического значения максимальной производительности аварийного сброса нефти в резервуар.

3 На листе 1 чертежей ТО заполнить значение максимальной производительности аварийного сброса нефти в резервуар.

6.7 Испытания

Испытание технологического оборудования должно осуществляться по программам, соответствующим РД-19.020.00-КТН-197-10 «Требования к программам индивидуальных испытаний оборудования объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)» и РД 19.020.00-КТН-089-10 «Требования к программам комплексного опробования систем и оборудования объектов магистрального нефтепровода».

Проверить устройство для размыва донных отложений с диаметром пропеллера 500 мм на максимальный угол поворота вала пропеллера в горизонтальной плоскости.

Дефекты, выявленные в процессе индивидуальных испытаний, должны быть устранены Подрядчиком (или предприятием-изготовителем).

 

7 ПОЖАРОТУШЕНИЕ

7.1 Основные технические решения

Для противопожарной защиты проектируемого резервуара РВС-5000, предусматривается автоматическая система подслойного пенного пожаротушения (СППТ), основанное на применении низкократной пены, получаемой из рабочих растворов фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей и водяное охлаждение.

Подслойное пожаротушение предусматривает подачу пены низкой кратности в нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти.

Ввод пены в первый пояс стенки резервуара осуществляется по двум трубопроводам пены низкой кратности непосредственно под слой нефти через                       Т-образные насадки. Врезка патрубков диаметром 159 мм (2 шт.) производится на расстоянии 700 мм от днища резервуара.

Растворопровод пены низкой кратности внутри резервуара проложен с уклоном 0,005 от вводных патрубков к центру резервуара.

Трубопроводы подслойного пожаротушения, расположенные внутри резервуара, предусмотрены из стальных электросварных труб диаметром 89х4 мм, 108х4 мм и 159х4,5 мм по ГОСТ 10704-91.

Для охлаждения стенки резервуара проектом предусматривается два подводящих трубопровода диаметром 108х4 мм, два стояка водяного охлаждения резервуара диаметром 108х4 мм.

Кольцо орошения делится на два полукольца диаметром 89х4 мм.

Перфорированная труба для подачи воды на стенку резервуара расположена полукольцом вдоль стенки резервуара, крепления для кольца орошения предусмотрены в разделе КМ. Отверстия диаметром 4 мм расположены равномерно по периметру кольца орошения перпендикулярно стенки резервуара.

Каждая секция кольца орошения должна иметь уклон не менее 0,001 в сторону питающего трубопровода.

Трубопроводы охлаждения стенки резервуара запроектированы из стальных электросварных труб диаметром 89х4 мм и 108х4 мм по ГОСТ 10704-91.

Перед перемычками (заглушками) предусмотрены трубопроводы для промывки диаметром 57х4 мм, оборудованные головками муфтовыми ГМ-50 и заглушками ГЗ-50.

Для измерения давления на конечных участках колец орошения предусмотрена установка заглушек муфтовых для присоединения показывающих манометров в период испытания.

7.2 Испытания

Сухотрубы пожаротушения подлежат испытанию гидравлическим способом. До начала испытания выполнить промывку трубопроводов без пропуска очистных устройств.

Гидравлические испытания трубопроводов систем пожаротушения и противопожарного водоснабжения следует производить в соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-014-10 «Нормы проектирования систем пенного пожаротушения и водяного охлаждения объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» п. 13.2.2.37:

– на прочность – в течение времени не менее 6 часов;

– на герметичность – на время достаточное для осмотра, но не менее 6 часов.

Величина испытательного давления для сетей растворопроводов пены низкой кратности согласно ОТТ-16.01-74.20.11-КТН- 059-1-05 п. 3.3.14.2.2 составляет- 1,5 МПа, для сетей противопожарного водопровода – 0,9 МПа.

Система считается прошедшей испытание, если падения давления и утечек не зафиксировано.

Проведение испытаний при отрицательных температурах следует проводить с использованием незамерзающей жидкости (раствора глицерина).

После проведения испытаний сухотрубы опорожняются с последующей продувкой воздухом.

Объемы воды на проведение гидравлических испытаний для трубопроводов пожаротушения пеной низкой кратности и трубопроводов охлаждения резервуара предусмотрены в альбоме 3 ОПОС.

При проведении комплексного испытания системы пожаротушения пеной низкой кратности необходимо подтвердить следующие параметры:

– кратность пены – не менее 6;

– производительность напорного узла, л/с – 39,68;

– давление на входе ВПГ, МПа – 0,9 ± 0,1.

При выполнении данных параметров система считается работоспособной.

При проведении испытания системы охлаждения резервуара необходимо подтвердить следующие параметры:

–  расход воды на каждую секцию кольца орошения, л/с – 19,84;

– давление на каждом конечном участке перфорированной трубы, МПа – не менее 0,1.

При выполнении данных параметров система считается работоспособно

7.3 Указания по применению

При применении настоящего раздела проекта необходимо в спецификации  проставить климатическое исполнение оборудования и изделий по ГОСТ 15150-69 в зависимости от климатического района строительства резервуара, минимальную температуру эксплуатации и строительства, исполнение по сейсмостойкости запорной арматуры.

 

 

8 АВТОМАТИЗАЦИЯ

 

Автоматизация оборудования резервуаров аварийного сброса нефти предусматривается в соответствии с РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

Согласно техническим решениям на резервуарах РВС-5000 устанавливаются: система измерения уровня, датчик температуры в пристенном слое, сигнализаторы уровня системы общестанционных защит и щиты шкафные приборные наружного исполнения.

Предусмотрено автоматическое управление коренными задвижками резервуара, управление устройством для размыва донных отложений.

Адресные тепловые пожарные извещатели для контроля возгорания устанавливаются на расстоянии не более 12,5 по периметру на закладных конструкциях на крыше резервуара.

Для установки оборудования автоматики и прокладки контрольных кабелей на резервуарах предусматриваются закладные конструкции.

Для прокладки контрольных кабелей в каре резервуаров проектом предусмотрена прокладка стальных водогазопроводных труб.

Звуковые пожарные оповещатели устанавливаются на общей конструкции с извещателями пожарными ручными, предусмотренными маркой по периметру обвалования не более чем через 100 м.

Оборудование автоматики поставляется в составе комплекта оборудования автоматики НПС.

 

10 ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

10.1 Силовое электрооборудование

Проект разработан для размещения двух резервуаров в каре.

По обеспечению надёжности электроснабжения все электропотребители резервуаров РВС 5000 № 1 и № 2 относятся к потребителям I категории.

Электроснабжение электропотребителей каждого из двух резервуаров напряжением ~380/220 В предусматривается от силового двухсекционного распределительного щита 214ЩСУ, размещённого в сооружении 214.

Основными электропотребителями напряжением ~ 380 В, 50 Гц являются:

– электроприводы с блоком управления мощностью по 4,0 кВт коренных задвижек, устанавливаемых на ПРП каждого из резервуаров РВС-5000;

– электродвигатели устройств размыва донных отложений мощностью по        15,0 кВт, устанавливаемых в каждом из резервуаров РВС-5000. Кроме того, предусмотрено питание напряжением ~220 В, 50 Гц блоков контроля и сигнализации БКС мощностью по 0,05 кВт, поставляемых комплектно с устройством размыва донных отложений.

Силовые питающие и контрольные кабели предусмотрены бронированные с медными жилами марок КВБбШнг, ВБбШнг и учтены в комплекте «Внутриплощадочные электрические сети»

Прокладка силовых и контрольных кабелей в каре резервуара и подвод их к электроприводам коренных задвижек, блокам контроля и сигнализации БКС и устройствам размыва донных отложений предусмотрена в защитных оцинкованных водогазопроводных трубах в траншее на глубине 0,5 м.

Итоговые данные по электроснабжению электропотребителей одного резервуара РВС-5000 составляют:

Руст.= 19,0 кВт;

Pрасч.= 15,0 кВт;

Iрасч.= 30,0 А.

Система заземления принята ТN-S согласно главе 1.7 ПУЭ изд. 7.

10.2 Молниезащита, заземление

В настоящем комплекте проекта предусмотрено:

– защита резервуаров РВС-5000 № 1, № 2 от прямых ударов молнии путем установки отдельно стоящих молниеотводов расчетной высоты;

– защита резервуаров РВС-5000 № 1, № 2 от вторичных проявлений молнии (электромагнитной и электростатической индукции), статического электричества и заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) и подземным металлическим конструкциям;

– монтаж индивидуального контура заземления вокруг каждого из резервуаров РВС-5000 № 1, № 2;

– монтаж общего контура заземления, прокладываемого за общим обвалованием резервуаров, и объединение его и индивидуальных контуров заземления резервуаров РВС-5000 № 1, № 2 в единый контур заземления.

Для защиты резервуаров, металлической аппаратуры, нефтепроводов, а также трубопроводов систем пожаротушения от вторичных проявлений молнии (электромагнитной и электростатической индукции), статического электричества и от заноса высокого потенциала они должны быть присоединены к индивидуальному контуру заземления резервуаров РВС-5000 № 1, № 2. Кроме того, все металлические наземные и надземные трубопроводы, входящие во взрывоопасную зону (в обвалование резервуара), и  металлические кожухи термоизоляции трубопроводов должны быть присоединены к контуру заземления в узлах, предусмотренных в разделах «КМ», «НПТ» и «НК».

Присоединение корпуса резервуара к контуру заземления предусмотрено разъемным, не реже, чем через каждые 50 м по периметру, в трех точках в специально предусмотренных в  разделе «КМ» узлах, над которыми следует нанести знаки заземления по ГОСТ 21130-75.

Индивидуальный контур заземления резервуаров РВС-5000 № 1, № 2 предусмотрен из горизонтального заземлителя из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, проложенной в земле на глубине не менее 0,5 м по периметру резервуара в каре на расстоянии не менее 1 м от грунтового фундамента. Индивидуальный контур заземления каждого резервуара РВС-5000 присоединить к общему контуру заземления резервуарного парка горизонтальными заземлителями из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм в трех местах, расположенных на расстоянии не более 50 м друг от друга по периметру индивидуального контура заземления.

Общий контур заземления выполняется из вертикальных электродов из круглой оцинкованной стали диаметром 16 мм, длиной 5 м, ввинчиваемых в землю на  глубину 0,5 м от поверхности земли (верх электрода) и соединенных между собой горизонтальными заземлителями из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, проложенной в траншее на глубине 0,5 м.

10.3 Указания по применению

При применении проекта необходимо:

– определить удельное электрическое сопротивление грунта на площадке размещения узла регулирования давления;

– на листе 2, в зависимости от удельного сопротивления грунта, выбрать из таблицы «Минимальное число электродов контура защитного заземления» необходимое количество электродов, учитывая требующееся сопротивление защитного заземления (лишнее зачеркнуть).

– на листе 2 откорректировать план заземления с учетом выбранного количества электродов;

– на листе 2 проставить выбранное количество электродов в угловую спецификацию.

 

 

11 ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ВНЕШНИХ    ПОВЕРХНОСТЕЙ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВ

Для защиты внешних поверхностей днищ резервуаров настоящим проектом предусматривается:

– индивидуальная система электрохимической защиты каждого резервуара;

– устройство протяжённых маслобензостойких анодных заземлителей из токопроводной эластомерной композиции под днищем резервуара;

– установка под днищем резервуара для контроля защитного потенциала днища 8 шт. медно-сульфатных электродов сравнения, 4 шт. электродов сравнения длительного действия биметаллических с выводом от них контрольных проводников в клеммный шкаф КШ;

– установка под днищем резервуара 4 шт. блоков пластин индикаторов скорости коррозии с выводом от них контрольных проводников в КИП, располагаемый за пределами обвалования резервуара.

Электроды сравнения заглубляются на глубину 0,2 м от днища резервуара.

Подключение кабелей от клеммного шкафа КШ и КИП к резервуару осуществляется с помощью трёх закладных конструкций, предусмотренных в разделе «КМ».

Выводы от анодных заземлителей должны быть заведены в клеммный шкаф. СКЗ и клеммный шкаф располагаются в помещениях с электроприводными задвижками.

Для обеспечения нормативного срока эксплуатации (не менее 50 лет) выводы от анодных заземлителей в клеммном шкафу следует объединить в две секции по 6 и 5 электродов. В период первых 25 лет эксплуатации включить в работу одну из двух секций.

Расчётный срок службы протяжённого анодного заземления составляет 50 лет.

Контроль защитного потенциала днища резервуара осуществляется с применением медносульфатных электродов сравнения, расположенных под днищем резервуара, имеющих установленный срок службы 12 лет.

Биметаллические электроды сравнения являются вспомогательными и устанавливаются в паре с медносульфатными электродами сравнения.

На стадии проведения пуско-наладочных работ измерения защитных потенциалов сооружения проводятся только относительно медносульфатных электродов сравнения.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации средств электрохимзащиты все измерения выполняются одновременно с использованием медносульфатных и биметаллических электродов сравнения. В процессе эксплуатации устанавливается коэффициент погрешности биметаллических электродов сравнения по отношению к медносульфатным.

При установившемся режиме катодной поляризации, после выработки ресурса медносульфатных электродов сравнения, контроль защитного потенциала днища резервуара должен осуществляться замерами с применением биметаллических электродов сравнения с учетом установленного коэффициента погрешности. Контроль защитного потенциала обеспечивается в течение всего нормативного срока службы резервуара.

Перечень используемой нормативно-технической литературы

При разработке проекта использовались следующие нормативные документы:

Трудовой кодекс Российской Федерации

Федеральный закон О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения

Федеральный закон О промышленной безопасности опасных производственных объектов

Федеральный закон О пожарной безопасности

Федеральный закон Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний»

Постановление Правительства Российской Федерации

О нормативных правовых актах, содержащих государственные нормативные требования охраны труда

Постановление Минтруда России О проведении аттестации рабочих мест по условиям труда

Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты

Правила техники безопасности при строительстве магистральных трубопроводов, утвержденные Министерством строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности

Постановление Министерства труда и социального развития Российской Федерации Об утверждении норм бесплатной выдачи работникам смывающих и обезвреживающих средств, порядка и условий их выдачи

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.003-91 Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.047-86 ССБТ. Пожарная техника. Термины и определения

ГОСТ 12.2.061-81 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности к рабочим местам

ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности

ГОСТ 12.4.002-97 ССБТ. Средства защиты рук от вибрации. Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнение для различных климатических районов категории, условия эксплуатации, хранения и транспортировки в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей

ГОСТ 23120-78 Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия

ГОСТ Р 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 50800-95 Установки пенного пожаротушения автоматические.                Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные  магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

СНиП II-23-81 Стальные конструкции

СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы

СНиП 2.01.07-85 Нагрузки и воздействия

СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы

СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения

СНиП 3.05.01-85 Внутренние санитарно-технические системы

СНиП 3.05.04-85 Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации

СНиП 12-01-2004 Организация строительства

СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1 Общие требования

СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство

СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений

СНиП 23-01-99 Строительная климатология

СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий

СНиП 23-03-2003 Защита от шума

СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение

СНиП 31-03-2001 Производственные здания

СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование.

СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов

СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

ПБ 09-560-03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов

ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

 

ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. Виды, размеры, общие технические требования

СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

НПБ 160-97 Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические условия

ПОТ РМ-012-2000 Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте

РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание 6, 7

ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны

СанПиН 2.2.2.540-96 Гигиенические требования к ручным инструментам и организации работ

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий

СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работ

СанПин 2.2.3.1384-03 Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ

СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений

СанПиН 2.2.4.1191-03 Электромагнитные поля в производственных условиях

РД 01.120.00-КТН-177-06 Магистральный нефтепроводный транспорт. Классификатор оборудования, комплектующих изделий и материалов

РД 01.120.00-КТН-180-06 Магистральный нефтепроводный транспорт. Наименования зданий, сооружений, строительных конструкций, установок, оборудования и материалов

РД 75.000.00-КТН-079-10 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций

РД 13.100.00-КТН-225-06 Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте

РД 13.110.00-КТН-319-09 Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов

РД 13.100.00-КТН-306-09 Система организации работ по промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте

РД 16.01-60.30.00-КТН-103-1-05 Гидравлические испытания вновь построенных и эксплуатируемых нефтепроводов

РД 19.100.00-КТН-001-10 Неразрушающий контроль сварных соединений при  строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов

РД 23.020.00-КТН-079-09 Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м

РД 23.020.00-КТН-283-09 Правила ремонта и реконструкции резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб. м

РД 23.040.00-КТН-110-07 Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования

РД 23.020.00-КТН-184-10 Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов

РД 23.040.01-КТН-149-10 Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов

РД 25.160.10-КТН-050-06 Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров

РД 35.240.00-КТН-077-09 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования систем автоматики и телемеханики магистральных нефтепроводов

РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов

РД 91.020.00-КТН-335-06 Нормы проектирования нефтеперекачивающих станций

РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз

РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

ОР-03.100.50-КТН-093-08 Регламент по технологическому управлению и контролю за работой магистральных нефтепроводов

ОР-05.01-33.30.90-КТН-001-1-04 Концепция внедрения регламента организации контроля за нормативными параметрами в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН

ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02 Регламент организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах   РНУ (УМН) и ОАО МН

ОР-13.060.30-КТН-263-09 Технологический регламент эксплуатации и технического обслуживания очистных сооружений сточных вод на объектах магистральных нефтепроводов

ОР-15.00-60.30.00-КТН-005-1-01 Регламент по технологии и порядку переключения системы пожаротушения объектов МН пеной средней кратности на систему пожаротушения пенами низкой и высокой кратности

ОР-19.00-60.30.00-КТН-006-1-04 Регламент по эксплуатации автоматических установок пенного пожаротушения на объектах

ОР-23.020.00-КТН-278-09 Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию

ОР-91.10.30-КТН-143-07 Правила приемки в эксплуатацию объектов магистральных нефтепроводов, законченных строительством

ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 Типовые технические решения по проектированию. Книга 1.1. Промежуточные нефтеперекачивающие станции без резервуарного парка в системе магистральных нефтепроводов