• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Недействующий


УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 780
     
     
     Настоящее Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (далее - Руководство) вводится в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности организациями, осуществляющими деятельность по проектированию, изготовлению, строительству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров. Руководство содержит рекомендации по обеспечению промышленной безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, используемых на опасных производственных объектах нефтедобычи, транспортирования, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов, и не является нормативным правовым актом.
     
     Руководство распространяется на вертикальные цилиндрические стальные резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для нефти и нефтепродуктов со стационарными или плавающими крышами.
     
     Положения настоящего Руководства распространяются на стальные конструкции резервуара, ограниченные первым фланцевым или сварным (резьбовым) соединением технологических устройств или трубопроводов снаружи или изнутри корпуса резервуара.
     
     Настоящее Руководство применяется также при сооружении резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).
     
     При разработке Руководства проанализированы и учтены действующая законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности Ростехнадзора, опыт проектирования, изготовления и эксплуатации резервуаров на базе российских стандартов организаций Ассоциации Ростехэкспертиза (СТО-СА-03-002-2009), ОАО "АК "Транснефть", американского стандарта API 650*, европейского стандарта EN 14015*, а также многочисленные пожелания предприятий, организаций и специалистов в области промышленной безопасности.
________________
     * Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. - Примечание изготовителя базы данных.


     В разработке Руководства приняли участие: представители Ростехнадзора (С.А.Жулина, Г.М.Селезнев, В.В.Козельский, С.П.Гончар, Н.И.Ларев, О.В.Кононова); ОАО "АК "Транснефть" (В.А.Ерамаченко, Е.Г.Ильин, С.Н.Чужинов, П.И.Шотер); ООО "НИИ транспорта нефти и нефтепродуктов" (А.А.Катанов, Е.Е.Семин).     
     
     

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Область применения и назначения

1.1.1. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (далее - Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
     

1.1.2. Руководство содержит рекомендации по обеспечению промышленной безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, используемых на опасных производственных объектах нефтедобычи, транспортирования, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов, и не является нормативным правовым актом.
     

1.1.3. В целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности организации, осуществляющие деятельность по проектированию, изготовлению, строительству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, могут использовать иные способы и методы, чем те, которые указаны в настоящем Руководстве.
     

1.1.4. Руководство распространяется на вертикальные цилиндрические стальные резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для нефти и нефтепродуктов со стационарными или плавающими крышами.
     
     Проектирование, изготовление и монтаж резервуаров объемом более 120000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рекомендуется выполнять по индивидуальным техническим условиям специализированными организациями с учетом рекомендаций настоящего Руководства.
     
     Положения настоящего Руководства распространяются на резервуары при следующих условиях эксплуатации:
     
     расположение резервуаров - наземное;
     
     плотность хранимых продуктов - не более 1,1 т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     максимальная температура корпуса резервуара - не более 100 °С (для резервуаров с температурой хранения более 100 °С следует учитывать изменения физико-механических характеристик применяемых сталей);
     
     минимальная температура корпуса резервуара - не менее -60 °С;
     
     внутреннее избыточное давление - не более 2,0 кПа;
     
     относительное разрежение в газовом пространстве - не более 0,25 кПа;
     
     сейсмичность района строительства - не более 9 баллов включительно по шкале MSK-64 "Шкала сейсмической интенсивности MSK-64".
     
     Положения настоящего Руководства распространяются на стальные конструкции резервуара, ограниченные первым фланцевым или сварным (резьбовым) соединением технологических устройств или трубопроводов снаружи или изнутри корпуса резервуара.
     
     Настоящее Руководство применяется также при сооружении резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).
     

1.1.5. Рекомендации настоящего Руководства не распространяются на:
     
     изотермические резервуары для хранения сжиженных газов, баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары для хранения агрессивных химических продуктов;
     
     выполнение работ по технологическому проектированию; проектированию электроснабжения, противопожарного оборудования, систем контроля и автоматики и прочего оборудования, эксплуатации и обслуживания вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     разработку ППР по ремонту.
     
     Термины и определения, список сокращений, используемые в Руководстве, приведены в приложениях N 1, 2 к настоящему Руководству.
     
     

1.2. Классификация и типы резервуаров

1.2.1. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары для нефти и нефтепродуктов относятся к повышенному уровню ответственности сооружений в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" и ГОСТ Р 54257-2010 "Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования", утвержденным приказом Росстандарта от 23 декабря 2010 г. N 1059-ст.
     

1.2.2. В зависимости от номинального объема резервуары рекомендуется подразделять на четыре класса опасности:
     
     класс I - резервуары номинальным объемом более 50000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     класс II - резервуары номинальным объемом от 20000 до 50000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов включительно, а также резервуары номинальным объемом от 10000 до 50000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
     
     класс III - резервуары номинальным объемом от 1000 и менее 20000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     класс IV - резервуары номинальным объемом менее 1000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     

1.2.3. Класс опасности устанавливается заказчиком в задании на проектирование.
     

1.2.4. При проектировании класс опасности рекомендуется учитывать при:
     
     назначении специальных требований в рабочей документации к материалам и объемам контроля;
     
     выборе коэффициента надежности по назначению;
     
     выборе методов расчета.
     

1.2.5. Общий срок службы резервуаров рекомендуется обеспечивать выбором материала, учетом температурных, силовых и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, оптимальных конструктивных решений металлоконструкций, оснований и фундаментов, допусками на изготовление и монтаж конструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента обслуживания.
     

1.2.6. По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары рекомендуется подразделять на следующие типы:
     
     РВС;
     
     РВСП;
     
     РВСПК.
     

1.2.7 Выбор типа резервуара рекомендуется осуществлять в зависимости от классификации хранимой нефти или нефтепродукта по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре хранения:
     

а) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров свыше 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) до 93,3 кПа (700 мм рт.ст.) (нефть, бензины, нефтяные растворители) применяются: РВСПК; РВСП;
     

б) РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами либо устройством ГО и установкой УЛФ;
     

в) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров менее 26,6 кПа (200 мм рт.ст.), а также для ГЖ с температурой вспышки выше 61 °С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, авиационный керосин, реактивное топливо, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются РВС без ГО;
     

г) для аварийного сброса нефти или нефтепродукта применяются РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами.
     

1.2.8. По методам изготовления и монтажа листовых конструкций (стенки, днища, настила стационарных крыш, мембраны понтонов и плавающих крыш) резервуары рекомендуется подразделять на:
     

а) резервуары рулонной сборки, листовые конструкции которых изготавливаются и монтируются в виде рулонируемых полотнищ;
     

б) резервуары полистовой сборки, изготовление и монтаж всех листовых конструкций которых ведется из отдельных листов;
     

в) резервуары комбинированной сборки, часть листовых конструкций которых изготавливается и монтируется из отдельных листов, а часть - в виде рулонируемых полотнищ.
     

1.2.9. Стенки резервуаров всех типов объемом 10000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и более не рекомендуется изготавливать и монтировать в виде рулонируемых полотнищ.
     
     

II. МАТЕРИАЛЫ

2.1. Общие рекомендации к материалам

2.1.1. При подборе сталей для использования в конструкциях резервуаров рекомендуется пользоваться СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, действующими стандартами и техническими условиями, а также положениями настоящего Руководства.
______________
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 791, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.
      

2.1.2. Все элементы конструкций по требованиям к материалам разделяются на группы А, Б и В, а группа Б - на подгруппы БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а именно:
     

а) А и Б - основные конструкции:
     

1) А - стенка, привариваемая к стенке листы окрайки днища, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, привариваемые к стенке усиливающие накладки, опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины на стенке для крепления конструктивных элементов;
     

2) БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - каркас крыши (включая фасонки), самонесущие бескаркасные крыши;
     

3) БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - центральная часть днища, анкерные крепления, настил крыш, плавающие крыши и понтоны, обечайки люков и патрубков на крыше, крышки люков;
     

б) В - вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, переходы, ограждения и др.
     

2.1.3. Для металлоконструкций резервуара рекомендуется применять сталь, выплавленную электропечным, кислородно-конвертерным или мартеновским способом. В зависимости от требуемых показателей качества и толщины проката сталь поставляется в состоянии после горячей прокатки, термической обработки (нормализации или закалки с отпуском) или после контролируемой прокатки.
     

2.1.4. Для основных конструкций группы А рекомендуется применять только спокойную (полностью раскисленную) сталь.
     
     Для основных конструкций группы Б рекомендуется применять спокойную или полуспокойную сталь.
     
     Для вспомогательных конструкций группы В наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235.
     
     

2.2. Химический состав и свариваемость

2.2.1. При сварке плавлением качество сварочных материалов и технологию сварки рекомендуется подбирать так, чтобы они обеспечивали прочность и вязкость металла сварного соединения не ниже исходного основного металла.
     

2.2.2. Углеродный эквивалент стали с пределом текучести 390 МПа и ниже для основных конструкций рекомендуется не более 0,43%. Эквивалент углерода Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, %, определяют по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (1)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома, молибдена, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа (ковшовой пробы), приведенные в сертификатах на прокат.
     
     При отсутствии в сертификатах на прокат сведений о содержании меди, ванадия и молибдена расчет углеродного эквивалента определяется из условия содержания в прокате меди, ванадия и молибдена в количестве 0,30%, 0,01% и 0% по массе соответственно.
     
     

2.3. Рекомендуемый сортамент листов

2.3.1. Листовой прокат для изготовления металлоконструкций резервуара рекомендуется применять по форме, размерам и предельным отклонениям в соответствии с ГОСТ 19903-74 "Прокат листовой горячекатаный. Сортамент", утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 27 июня 1974 г. N 1573, если иное не указано в КМ.
     

2.3.2. Листовой прокат поставляется толщиной от 4 до 60 мм, шириной от 1500 до 3000 мм, длиной от 6000 до 12000 мм.
     

2.3.3. Толщина листового проката для изготовления стенок резервуаров рекомендуется не более 40 мм.
     

2.3.4. Рекомендации по точности изготовления листового проката:
     
     по толщине (предельный минусовой допуск на прокат) - в соответствии с табл.1 или с постоянным предельным нижним отклонением, равным 0,3 мм, предельные плюсовые допуски на прокат по ГОСТ 19903-74 "Прокат листовой горячекатаный. Сортамент", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 27 июня 1974 г. N 1573;
     
     по плоскостности - особо высокая или высокая.
     
     

Таблица 1

Предельные минусовые отклонения по толщине листового проката

Толщина проката, мм

Предельные минусовые отклонения по толщине листового проката Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

До 5,5

0,50

Св. 5,5 до 7,5

0,60

Св. 7,5 до 25,0

0,80

Св. 25,0 до 30,0

0,90

Св. 30,0 до 34,0

1,00

Св. 34,0 до 40,0

1,10


     

2.3.5. Серповидность листов рекомендуется пониженной и на базе 1 м не более 2 мм.
     

2.3.6. Листовой прокат для изготовления основных конструкций группы А резервуара классов опасности I и II рекомендуется класс сплошности не хуже, чем 0 и 1 соответственно по ГОСТ 22727-88 "Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 27 июня 1974 г. N 1573. Рекомендуется не превышать неконтролируемые зоны: у продольной кромки - 5 мм, у поперечной - 10 мм. Предельные минусовые отклонения по толщине листового проката приведены в табл.1.
     
     

2.4. Расчетная температура металла

2.4.1. За расчетную температуру металла рекомендуется принимать наименьшее из двух следующих значений:
     
     минимальная температура хранимого продукта;
     
     температура наиболее холодных суток для данной местности (минимальная среднесуточная температура), повышенная на 5 °С.
     
     При определении расчетной температуры металла рекомендуется не учитывать температурные эффекты специального обогрева и теплоизоляции резервуаров.
     

2.4.2. Температура наиболее холодных суток для данной местности определяется с обеспеченностью 0,98 по таблице температур наружного воздуха в соответствии со СНиП 23-01-99* "Строительная климатология", утвержденными постановлением Госстроя РФ от 11 июня 1999 г. N 45.
     

2.4.3. Для резервуаров с рулонной технологией сборки расчетная температура металла, принимаемая в соответствии с п.2.4.1, при толщинах более 10 мм понижается на 5 °С.
     
     

2.5. Рекомендуемые марки стали

2.5.1. Выбор марок стали для изготовления основных элементов конструкций рекомендуется проводить с учетом механических характеристик (гарантированного минимального предела текучести и временного сопротивления), толщины проката и ударной вязкости. Рекомендованная толщина листового проката не более 40 мм. Рекомендуемые марки стали, поставляемые по российским стандартам, приведены в приложении N 3 к настоящему Руководству.
     

2.5.2. Для материала труб, применяемого для изготовления обечаек люков и патрубков, рекомендуется иметь механические характеристики не ниже характеристик основного металла конструкций (стенки или крыши), на которых осуществляется врезка люков или патрубков.
     

2.5.3. Для изготовления конструкций стационарных крыш, плавающих крыш и понтонов (в соответствии с заданием заказчика) могут применяться коррозионно-стойкие (нержавеющие) стали по ГОСТ 5632, группа 1 - стали аустенитного класса, или алюминиевые сплавы, указанные в приложении Б ГОСТ 31385-2008 "Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования".
     
     

2.6. Рекомендации к ударной вязкости

2.6.1. Ударная вязкость стали для элементов основных конструкций групп А и Б выбирается в зависимости от группы конструкций, расчетной температуры металла, механических свойств стали и толщины проката.
     
     Для элементов основных конструкций группы А из стали с гарантированным минимальным пределом текучести 360 МПа и менее, температуру испытаний на ударную вязкость по KCV Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, °С, рекомендуется определять по графику, приведенному на рис.1 настоящего Руководства, или по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (2)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная температура металла, °С (-65Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-10);
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - толщина проката, мм (5Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов40);
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативный предел текучести стали, МПа (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов360).
     
     При использовании стали с пределом текучести более 360 МПа температуру испытаний рекомендуется принимать равной расчетной температуре металла.
     
     Для элементов основных конструкций подгрупп БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и БРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов температура испытаний на ударную вязкость по KCV определяется по номограмме, приведенной на рис.1, с повышением данной температуры на 10 °С.
     
     

Рис.1. График определения температуры испытания с учетом предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.1. График определения температуры испытания с учетом предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов (пунктирной линией показан порядок действий)

2.6.2. Для элементов конструкций группы А и подгруппы Б, резервуаров классов опасности I, II и III испытания на ударную вязкость по KCV образцов типа 11, 12, 13 выполняются по ГОСТ 9454-78 "Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 17 апреля 1978 г. N 1021. Для подгруппы Б2 и группы В, а также для основных конструкций резервуаров класса опасности IV определение ударной вязкости рекомендуется проводить на образцах типа Менаже (KCU). Температуру испытаний и величину ударной вязкости рекомендуется указывать в КМ.
     

2.6.3. Рекомендуется, чтобы величина ударной вязкости зависела от гарантированного минимального предела текучести стали и направления вырезки образцов (поперечного - для листового проката или продольного - для фасонного проката).
     

2.6.4. Нормируемая величина ударной вязкости для листового проката с пределом текучести:
     

360 МПа и менее - не менее 35 Дж/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     свыше 360 МПа - не менее 50 Дж/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     

2.6.5. Для фасонного проката нормируемое значение ударной вязкости по сравнению с указанными величинами для листового проката увеличивается на 20 Дж/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов при испытаниях на образцах KCU.
     

2.6.6. Испытанию при заданной температуре подвергаются три образца от партии или листа (при полистных испытаниях). Определяется среднее значение ударной вязкости не ниже нормированной величины. Для одного из трех образцов возможно снижение ударной вязкости не ниже 70% нормированной величины.
     
     

2.7. Рекомендуемые механические свойства и твердость

2.7.1. Рекомендуется, чтобы минимальные гарантированные механические свойства проката удовлетворяли положениям действующих стандартов и технических условий и настоящего Руководства.
     

2.7.2. Для применяемых сталей в конструкциях группы А соотношение предела текучести и временного сопротивления Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рекомендуется не более:
     
     0,75 - для сталей Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов440 МПа;
     
     0,85 - для сталей Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>440 МПа.
     

2.7.3. Рекомендуется подбор стали для вспомогательных конструкций группы В осуществлять в соответствии со строительными нормами и правилами для металлоконструкций резервуара с учетом условий эксплуатации, действующих нагрузок и климатических воздействий.
     

2.7.4. Материалы для сварки (электроды, сварочная проволока, флюсы, защитные газы) рекомендуется выбирать в соответствии с технологическими процессами изготовления и монтажа конструкций и выбранных марок стали. При этом рекомендуется, чтобы применяемые сварочные материалы и технология сварки обеспечивали механические свойства металла сварных соединений не ниже свойств, установленных для выбранных марок стали.
     

2.7.5. Для сварных соединений из стали с гарантированным минимальным пределом текучести от 305 до 440 МПа твердость HV металла шва и околошовной зоны рекомендуется не более 280 единиц. Контроль твердости осуществляется по внутренней поверхности конструкций, контактирующих с нефтью и нефтепродуктом.
     
     

2.8. Рекомендации при заказе металлопроката

2.8.1. Листовую сталь для основных конструкций резервуара рекомендуется поставлять металлургическими организациями партиями. Партию составляют листы одной марки стали, одной плавки - ковша, одной толщины, изготовленные по одинаковой технологии, включая режимы прокатки и термической обработки. Масса поставляемой партии проката из углеродистой стали рекомендуется не более норм, установленных действующими стандартами или техническими условиями, приведенных в приложении N 3 к настоящему Руководству.
     

2.8.2. Листы каждой партии сопровождаются документом о качестве. В документе о качестве кроме характеристик, предусмотренных действующими стандартами или техническими условиями, приведенных в приложении N 3 к настоящему Руководству, рекомендуется указывать характеристики, предусмотренные п.2.8,3 настоящего Руководства.
     

2.8.3. В заказе на изготовление проката для основных конструкций резервуара наряду с наименованием марки стали, обозначением стандарта, геометрических размеров листов (толщины, ширины, длины) и их массы рекомендуется дополнительно указать:
     
     расположение поля допуска по толщине в соответствии с ГОСТ 19903-74 "Прокат листовой горячекатаный. Сортамент", утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 27 июня 1974 г. N 1573, или поле допуска с постоянным предельным нижним отклонением, равным 0,3 мм;
     
     точность изготовления по толщине (ВТ или АТ), по ширине (АШ или БШ), по плоскостности (ПО или ПВ), по серповидности (СП);
     
     массу партии - 40 т (для основных конструкций групп А и Б);
     
     ограничение углеродного эквивалента Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для стали класса прочности 390 и ниже - 0,43%;
     
     тип образца (11, 12 или 13 по ГОСТ 9454-78 "Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 17 апреля 1978 г. N 1021);
     
     температуру испытания, °С, в соответствии с п.2.4;
     
     нормированную величину ударной вязкости - 30, 35, 50, 60 или 70 Дж/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     
     Рекомендуется, чтобы качество поверхности листов соответствовало ГОСТ 14637-89 (ИСО 4995-78) "Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 22 декабря 1989 г. N 4023.
     

2.8.4. Листы стали для основных конструкций применяются с гарантией сплошности после УЗК в соответствии с действующими стандартами. Класс сплошности - 0; 1. Не рекомендуется превышать неконтролируемые зоны листа: у продольной кромки - 5 мм, у поперечной кромки - 10 мм.
     
     

2.9. Сварочные материалы

Сварочные материалы (электроды, сварочная проволока, флюсы, защитные газы) рекомендуется выбирать в соответствии с технологией процесса изготовления и монтажа конструкций, выбранных марок стали и марок сварочных материалов, рекомендованных приложением N 16, с учетом того, что применяемые сварочные материалы и технология сварки обеспечивают механические свойства сварного шва не ниже свойств, рекомендованных настоящим Руководством.
     
     Для технологии сварки в защитных газах допускается применение защитных газовых смесей промышленного производства на основе аттестованных НАКС аргона и углекислого газа, поставляемых в баллонах в следующих соотношениях:
     
     Ar (до 25%)+COРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - для сварки в активных защитных газовых смесях;
     
     Ar+COРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (до 25%) - для сварки в инертных защитных газовых смесях.
     
     

2.10. Материал болтов и гаек

2.10.1. Для изготовления монтажных болтов и гаек, временно используемых при сборке элементов вспомогательных конструкций (лестниц, площадок, ограждений), а также крыш и опорных колец рекомендуется применять сталь марок 20пс или 20.
     

2.10.2. При выборе материала болтов и гаек для фланцевых присоединений трубопроводов к патрубкам рекомендуется учитывать расчетную температуру металла. При расчетной температуре до -40 °С включительно для болтов и гаек рекомендуется применять сталь марки Ст3сп5 по ГОСТ 535-2005 "Прокат сортовой и фасонный из стали углеродистой обыкновенного качества. Общие технические условия", утвержденному приказом Ростехрегулирования от 20 июля 2007 г. N 186-ст, при расчетной температуре от -40 до -50 °С включительно - сталь марки 09Г2С категории 12 по ГОСТ 19281-89 (ИСО 4950-2-81, ИСО 4950-3-81, ИСО 4951-79, ИСО 4995-78, ИСО 4996-78, ИСО 5952-83) "Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 28 сентября 1989 г. N 2972, при расчетной температуре ниже -50 °С - сталь марки 09Г2С категории 13 по ГОСТ 19281-89 (ИСО 4950-2-81, ИСО 4950-3-81, ИСО 4951-79, ИСО 4995-78, ИСО 4996-78, ИСО 5952-83) "Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 28 сентября 1989 г. N 2972.
     

2.10.3. Выбор марок стали для фундаментных болтов рекомендуется осуществлять по ГОСТ 24379.0-80Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов "Болты фундаментные. Общие технические условия", утвержденному постановлением Госстроя СССР от 25 августа 1980 г. N 133.
________________
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 24379.0-2012. - Примечание изготовителя базы данных.
     

III. КОНСТРУКЦИЯ И РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Сварные соединения и швы

3.1.1. Основные типы сварных соединений и швов

3.1.1.1. Для изготовления металлоконструкций резервуара применяются стыковые, угловые, тавровые и нахлесточные сварные соединения.
     

3.1.1.2. В зависимости от протяженности сварных швов по линии соединения деталей рекомендуется различать следующие типы сварных швов:
     
     сплошные швы, выполняемые на всю длину сварного соединения;
     
     прерывистые швы, выполняемые чередующимися участками длиной не менее 50 мм;
     
     временные (прихваточные) швы, поперечное сечение которых определяется технологией сборки, а протяженность свариваемых участков составляет не более 50 мм.
     

3.1.1.3. Рекомендуемые стандарты для соответствия конструктивных элементов сварных соединений и швов применяемым видам сварки:
     
     для ручной дуговой сварки - ГОСТ 5264-80 "Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Госстандарта СССР от 24 июля 1980 г. N 3827, ГОСТ 11534-75 "Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 12 декабря 1975 г. N 3881;
     
     для дуговой сварки в защитном газе - ГОСТ 14771-76 "Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Госстандарта СССР от 28 июля 1976 г. N 1826, ГОСТ 23518-79 "Дуговая сварка в защитных газах. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 11 марта 1979 г. N 870, ГОСТ 16037-80 "Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 24 апреля 1980 г. N 1876;
     
     для сварки под флюсом - ГОСТ 8713-79 "Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры", утвержденный постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1979 г. N 5047;
     
     вид сварки должен указываться в КМ.
     

3.1.1.4. Рекомендуется, чтобы изображения сварных соединений и условные обозначения сварных швов на чертежах определяли размеры конструктивных элементов подготовленных кромок свариваемых деталей с применением конкретного вида сварки.
     

3.1.2. Общие рекомендации к сварным соединениям

3.1.2.1. Рекомендуется, чтобы сварные швы были плотнопрочными и соответствовали основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости, углу загиба.
     

3.1.2.2. Рекомендуется для улучшения коррозиестойкости подбирать металл шва и основной металл близкими друг к другу по химическому составу.
     

3.1.2.3. Технологию сварки рекомендуется выбирать таким образом, чтобы избежать возникновения значительных сварочных деформаций и перемещений элементов конструкций.
     

3.1.3. Ограничения на сварные соединения и швы

3.1.3.1. Не рекомендуется наличие прихваточных швов в законченной конструкции.
     

3.1.3.2. Минимальные катеты угловых швов (без припуска на коррозию) принимаются в соответствии с табл.12 настоящего Руководства и СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 791.
     

3.1.3.3. Стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в табл.2 настоящего Руководства, выполняются так же, как и деталей одинаковой толщины; конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине.
     
     

Таблица 2

Допускаемая разница толщины свариваемых деталей

Толщина тонкой детали, мм

Допускаемая разница толщины, мм

До 4

1

Св. 4 до 20

2

Св. 20 до 30

3

Св.30

4


     
     При разности в толщине свариваемых деталей выше значений, указанных в табл.2, на детали, имеющей большую толщину, рекомендуется сделать скос под углом 15° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали. При этом конструкцию разделки кромок и размеры сварного шва рекомендуется выбирать по меньшей толщине.
     

3.1.3.4. Не рекомендуется смещение свариваемых кромок более:
     

а) 1,0 мм - для деталей толщиной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов от 4 до 10 мм;
     

б) 0,1Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - для деталей толщиной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов от 10 до 40 мм, но не более 3 мм.
     

3.1.3.5. Рекомендуемые максимальные катеты угловых сварных швов не более 1,2 толщины более тонкой детали в соединении.
     

3.1.3.6. Для деталей толщиной от 4 до 5 мм катет углового сварного шва рекомендован 4 мм.
     
     Для деталей большей толщины катет углового шва определяется прочностным расчетом или конструктивно, но не менее 5 мм.
     

3.1.3.7. Заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык.
     

3.1.3.8. Нахлесточное соединение, сваренное сплошным швом с одной стороны, допустимо для соединений элементов днища или крыши, при этом величина нахлеста составляет не менее 60 мм для соединений полотнищ днища или полотнищ крыши и не менее 30 мм для соединений листов днища или листов крыши при полистовой сборке, но не менее пяти толщин наиболее тонкого листа в соединении.
     
     

3.2. Рекомендуемые соединения

3.2.1. Вертикальные соединения листов стенки

Вертикальные соединения листов стенки рекомендуется выполнять стыковыми с полным проплавлением по толщине листов в соответствии с рис.2 настоящего Руководства.
          

Рис.2. Вертикальные стыковые соединения стенки

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.2. Вертикальные стыковые соединения стенки:

а - без разделки кромок; б - со скосом двух кромок; в - с двумя скосами кромок; г - с криволинейным скосом кромок

Вертикальные заводские и монтажные швы стенок резервуаров класса опасности IV, сооружаемых методом рулонирования, рекомендуется располагать на одной линии.
     
     Для прочих резервуаров вертикальные заводские и монтажные соединения на смежных поясах стенки смещаются относительно друг друга на величину не менее 10Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - толщина нижележащего пояса стенки) и не менее 500 мм для стенок полистовой сборки.
     

3.2.2. Горизонтальные соединения листов стенки

Горизонтальные соединения листов стенки выполняются двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением в соответствии с рис.3 настоящего Руководства.
          

Рис.3. Горизонтальные стыковые соединения стенки

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.3. Горизонтальные стыковые соединения стенки:

а - без разделки кромок; б - с криволинейным скосом одной кромки верхнего листа; в - с двумя скосами одной кромки верхнего листа

Для РВС пояса стенки располагают по осевой вертикальной линии или совмещают по наружной или по внутренней поверхности; для РВСП и РВСПК пояса стенки совмещают по внутренней поверхности.
     

3.2.3. Соединения днища

3.2.3.1. Двусторонние стыковые соединения применяются для сварки рулонируемых полотнищ днищ.
     
     Односторонние стыковые соединения на остающейся подкладке применяются для соединения между собой кольцевых окраек, а также при полистовой сборке центральной части днищ или днищ без окраек. Остающаяся подкладка имеет толщину не менее 4 мм и присоединяется прерывистым швом к одной из стыкуемых деталей. При выполнении стыкового соединения на остающейся подкладке без разделки кромок зазор между кромками стыкуемых листов толщиной до 6 мм составляет не менее 4 мм; для стыкуемых листов толщиной более 6 мм - не менее 6 мм. Для обеспечения раскрытия корня шва на требуемую величину используются металлические распорки.
     
     Для стыковых соединений кольцевых окраек предусматривается переменный зазор клиновидной формы в соответствии с рис.4 настоящего Руководства, изменяющийся от 4 до 6 мм по наружному контуру окраек и от 8 до 12 мм по внутреннему контуру, учитывающий усадку кольца окраек в процессе сварки.
     
     

Рис.4. Соединение центральной части с окрайками днища

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.4. Соединение центральной части с окрайками днища

Для остающихся подкладок применяются материалы, соответствующие материалу стыкуемых деталей.
     

3.2.3.2. Нахлесточные соединения днища применяются для соединения между собой рулонируемых полотнищ днищ, листов центральной части днищ при их полистовой сборке в соответствии с рис.5 настоящего Руководства, а также для соединения центральной части днищ с кольцевыми окрайками. Нахлесточные соединения днищ свариваются сплошным односторонним угловым швом только с верхней стороны. В зоне пересечения нахлесточных соединений днища с нижним поясом стенки предусматривается ровная поверхность днища в соответствии с рис.6 настоящего Руководства.
     
     

Рис.5. Соединение листов центральной части днища

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.5. Соединение листов центральной части днища

Рис.6. Соединения полотнищ днища

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.6. Соединения полотнищ днища

3.2.4. Для соединения днища со стенкой применяется двустороннее тавровое соединение без скоса кромок или с двумя симметричными скосами нижней кромки листа стенки. Рекомендуемый катет углового шва таврового соединения не более 12 мм.
     
     Если толщина нижнего пояса стенки или листа днища не превышает 12 мм, то применяется соединение без скосов кромок с катетом углового шва, равным толщине более тонкого из соединяемых листов в соответствии с рис.7, а настоящего Руководства.
          

Рис.7. Соединение днища со стенкой

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.7. Соединение днища со стенкой:

а - при толщине нижнего пояса стенки или окрайки до 12 мм включительно; б - при толщине нижнего пояса стенки или окрайки свыше 12 мм; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - толщина стенки; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - толщина окрайки; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - величина катета шва

Если толщина нижнего пояса стенки или листа днища превышает 12 мм, то применяется соединение со скосами кромок, при этом сумма глубины скоса и катета углового шва равняется толщине более тонкого из соединяемых листов в соответствии с рисунком 7, б настоящего Руководства.
     
     Узел соединения днища со стенкой исполняется с учетом доступа для осмотра в процессе эксплуатации резервуара. При наличии на стенке резервуара теплоизоляции рекомендуется не доходить до днища на расстояние не менее 100 мм или выполнять в съемном исполнении в целях снижения возможности коррозии данного узла и обеспечения наблюдения за его состоянием.
     

3.2.5. Соединение листов крыши

3.2.5.1. Настил крыши выполняется:
     
     из отдельных листов;
     
     укрупненных карт;
     
     полотнищ заводского изготовления.
     

3.2.5.2. Монтажные соединения настила выполняются, как правило, внахлест со сваркой сплошного углового шва только с верхней стороны.
     

3.2.5.3. Нахлест листов в направлении по уклону крыши рекомендуется выполнять таким образом, чтобы верхняя кромка нижнего листа накладывалась поверх нижней кромки верхнего листа в целях снижения возможности проникновения конденсата внутрь нахлеста.
     

3.2.5.4. Монтажные соединения настила бескаркасных конических или сферических крыш могут выполняться двусторонними стыковыми или нахлесточными швами.
     

3.2.5.5. Для соединения настила с каркасом крыши применяются прерывистые угловые швы при малоагрессивной степени воздействия внутренней среды резервуара. Для средне- и сильноагрессивной степени воздействия внутренней среды резервуара согласно ГОСТ 31385-2008 "Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия" (табл.8), утвержденному приказом Ростехрегулирования от 31 июля 2009 г. N 274-ст, указанное соединение выполняется сплошными угловыми швами минимального сечения с добавлением припуска на коррозию.
     

3.2.5.6. При выполнении крыши с легко сбрасываемым настилом рекомендуется приваривать настил только к верхнему кольцевому элементу стенки угловым швом катетом не более 5 мм, приварка настила к каркасу крыши не рекомендуется. Указанный "ослабленный узел" соединения настила крыши со стенкой обеспечивает частичный или полный отрыв настила крыши от стенки резервуара и быстрый сброс избыточного давления, предотвращая разрушение стенки и узла крепления стенки к днищу и разлив продукта.
     

3.2.6. Рекомендации к конструкциям стационарных крыш приведены в п.3.7 настоящего Руководства.
     
     

3.3. Рекомендуемые исходные данные для проектирования

3.3.1. Проектирование резервуара рекомендуется осуществлять на основании технического задания на проектирование.
     
     В составе задания на проектирование заказчику рекомендуется представлять следующие исходные данные для проектирования металлоконструкций резервуара:
     
     район (площадка) строительства;
     
     срок службы резервуара;
     
     годовое число циклов заполнений - опорожнений резервуара;
     
     геометрические параметры или объем резервуара;
     
     тип резервуара;
     
     наименование хранимого продукта с указанием наличия коррозионноактивных примесей в продукте;
     
     плотность продукта;
     
     максимальная и минимальная температуры продукта;
     
     избыточное давление и относительное разрежение;
     
     тип и характеристики теплоизоляции;
     
     припуск на коррозию для элементов резервуара;
     
     данные инженерно-геологических изысканий площадки строительства;
     
     сейсмическая балльность по шкале MSK-64.
     
     Рекомендуемый образец задания на проектирование резервуара приведен в приложении N 4 к настоящему Руководству. Задание на проектирование резервуара рекомендуется приложить к КМ в качестве исходных данных для расчетов конструкций.
     
     Задание на проектирование стальных конструкций резервуара согласовывается заказчиком и проектной организацией.
     
     

3.4. Конструкция днища

3.4.1. Днища резервуаров могут быть плоскими (для резервуаров объемом до 1000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов) или коническими с уклоном от центра к периферии (рекомендуемая величина уклона 1:100). Уклон днища рекомендуется выполнять к центру резервуара при условии специальной проработки в проектной документации вопросов осадок основания и прочности днища.
     

3.4.2. Толщина листов днища резервуаров объемом 1000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и менее рекомендуется не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию).
     

3.4.3. Для днищ рекомендуется круговая форма кромки по внешнему контуру.
     

3.4.4. Для днищ резервуаров объемом от 2000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и выше рекомендуется наличие центральной части и утолщенной кольцевой окрайки, при этом номинальная толщина листов центральной части днища резервуаров более 1000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рекомендуется не менее 6 мм (без учета припуска на коррозию).
     

3.4.5. По внутреннему периметру кольцевых окраек форму центральной части днища рекомендуется выполнять круговой или многогранной с учетом обеспечения нахлестки центральной части днища на окрайки не менее 60 мм.
     

3.4.6. Кольцевые окрайки имеют ширину в радиальном направлении, обеспечивающую расстояние между внутренней поверхностью стенки и швом приварки центральной части днища к окрайкам не менее 600 мм и не менее величины Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, определяемой по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (3)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,92 - безразмерный коэффициент;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - радиус резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - номинальная толщина нижнего пояса стенки, м.
     
     Ширина окрайки резервуара при сейсмическом воздействии определяется дополнительным расчетом.
     
     Номинальная толщина кольцевых окраек Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, составляет не менее 6 мм и не менее величины, определяемой по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (4)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,77 - безразмерный коэффициент;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - радиус резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - номинальная толщина нижнего пояса стенки, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию нижнего пояса стенки, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию днища, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - минусовой допуск на прокат окрайки днища, м.
     
     Номинальная толщина окрайки назначается с учетом ограничений:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (5)

3.4.7. Выступ листов окрайки за стенку резервуара составляет не менее 50 мм и не более 100 мм.
     

3.4.8. Для листов окрайки применяется та же марка стали, что и для нижнего пояса стенки, или соответствующего класса прочности при условии обеспечения их свариваемости.
     

3.4.9. Расстояния от сварных соединений днища, расположенных под нижней кромкой стенки, до вертикальных швов нижнего пояса стенки рекомендованы по ГОСТ 31385-2008 "Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия", утвержденному приказом Ростехрегулирования от 31 июля 2009 г. N 274-ст, не менее чем:
     

100 мм - для резервуаров классов опасности III и IV;
     

200 мм - для резервуаров классов опасности I и II.
     
     

3.5. Конструкция стенки

3.5.1. Номинальные толщины листов стенки резервуара определяются расчетом на прочность, устойчивость и сейсмостойкость с учетом припусков на коррозию и минусового допуска на прокат. Рекомендуемые значения минимальной конструктивной толщины листов стенки приведены в табл.3 настоящего Руководства. Максимальная толщина листов рекомендуется не более 40 мм.
     
     

Таблица 3

Значения минимальной конструктивной толщины листов стенки

Диаметр резервуара, м

Минимальная конструктивная толщина листов стенки, мм

Не более 16 включ.

5

От 16 до 25 включ.

6

От 25 до 40 включ.

8

От 40 до 65 включ.

10

Св.65

12


     

3.5.2. Усиление стенки выполняется установкой листовых накладок (усиливающих листов), расположенных по периметру отверстий, или усиливающими вставками (листы стенки увеличенной толщины, определяемой соответствующим расчетом). Толщина усиливающей вставки рекомендована не более 60 мм.
     

3.5.3. Минимальная ширина листов стенки, кроме листов верхнего пояса, рекомендуется:
     
     1,5 м - для резервуаров рулонной сборки;
     
     1,8 м - для резервуаров полистовой сборки.
     

3.5.4. Местные сосредоточенные нагрузки на стенку резервуара распределяются с помощью листовых накладок или ребер жесткости, располагаемых предпочтительно в кольцевом направлении.
     

3.5.5. Рекомендуется, чтобы постоянные конструктивные элементы не препятствовали перемещению стенки, в том числе в зоне нижних поясов стенки при гидростатической нагрузке.
     

3.5.6. Рекомендации по присоединению конструктивных элементов к стенке:
     

а) приварка конструктивных элементов производится через листовые накладки со скругленными углами с обваркой по замкнутому контуру;
     

б) катет угловых швов крепления конструктивных элементов не более 16 мм;
     

в) постоянные конструктивные элементы (кронштейны крепления лестниц, ограждений, системы орошения, пожаротушения, кольца жесткости) располагают не ближе 100 мм от оси горизонтальных швов стенки и днища резервуара и не ближе 150 мм от оси вертикальных швов стенки, а также от края любого другого постоянного конструктивного элемента на стенке;
     

г) временные конструктивные элементы (технологические приспособления) рекомендуется приваривать на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов;
     

д) технологические приспособления рекомендуется удалять до гидравлических испытаний, а возникающие при этом повреждения или неровности поверхности устраняются зачисткой абразивным инструментом на глубину, не выводящую толщину проката за пределы минусового допуска на прокат.
     

3.5.7. Расчет стенки на прочность

3.5.7.1. Номинальные толщины поясов стенки резервуара рекомендуется назначать по итогам выполнения следующих расчетов:
     

а) определение толщины поясов из условия прочности стенки при действии статических нагрузок в условиях эксплуатации и гидравлических испытаний;
     

б) проверка устойчивости стенки при статическом нагружении, которая выполняется на действие следующих нагрузок:
     
     вес конструкций и теплоизоляции;
     
     вес снегового покрова;
     
     ветровая нагрузка;
     
     относительное разрежение (относительного вакуума) в газовом пространстве;
     

в) проверка прочности и устойчивости стенки при сейсмическом воздействии (в сейсмически опасных районах), которая выполняется на действие нагрузок - сейсмической, от веса хранимого продукта, веса конструкций и теплоизоляции, избыточного давления, веса снегового покрова.
     

3.5.7.2. Толщины поясов стенки из условия прочности при действии статических нагрузок вычисляются по кольцевым напряжениям, определяемым в срединной поверхности цилиндрической оболочки на уровне нижней кромки пояса Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     

3.5.7.3. В процессе прочностного расчета стенки РВС без понтона учитывается коэффициент надежности для избыточного давления, равный 1,2 для режима эксплуатации и 1,25 для режима гидро- и пневмоиспытаний.
     

3.5.7.4. Номинальную толщину стенки в каждом поясе резервуара рекомендуется определять по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (6)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - номинальная толщина стенки для режима эксплуатации, м, определяемая по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (7)

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - номинальная толщина стенки для режима гидро- и пневмоиспытаний, м, определяемая по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (8)


здесь Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - плотность воды, используемой для гидравлических испытаний, т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - ускорение свободного падения, м/сРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота налива воды при гидравлических испытаниях, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расстояние от дна до нижней кромки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - плотность продукта, т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - радиус срединной поверхности стенки резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетный параметр, МПа;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота налива продукта при эксплуатации, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов -  нормативное избыточное давление в газовом пространстве, МПа;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - минусовой допуск на прокат для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м.
     

3.5.7.5. Расчетный параметр Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, рекомендуется определять по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (9)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное сопротивление, принимаемое равным гарантированному значению предела текучести по действующим стандартам и техническим условиям на сталь;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - безразмерный коэффициент условий работы поясов стенки;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - температурный коэффициент;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - безразмерный коэффициент надежности по материалу;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - безразмерный коэффициент надежности по опасности.
     
     Для условий эксплуатации резервуаров при температуре выше 100 °С рекомендуется учитывать снижение расчетного сопротивления стали путем введения коэффициента Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, назначаемого в зависимости от максимальной расчетной температуры металла Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов по формулам:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов °С; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов °С,

где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - допускаемые напряжения стали при температуре Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и 20 °С соответственно (рекомендуется принимать по согласованию с заказчиком).
     
     Рекомендуемые значения коэффициентов надежности по опасности Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, надежности по материалу Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и коэффициентов условий работы Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов принимаются по табл.4-6 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 4

Значения коэффициентов надежности по опасности Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Класс опасности

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

I

1,20

II

1,10

III

1,05

IV

1,00


     
Таблица 5

Значения коэффициентов надежности по материалу Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Нормативный документ на прокат и трубы

Коэффициент надежности по материалу Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

ГОСТ 27772-88 "Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия", утвержденный постановлением Госстандарта СССР от 30 июня 1988 г. N 2564 (кроме сталей С590 и С590К), и другие нормативные документы, использующие процедуру контроля свойств проката по ГОСТ 27772-88 "Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия", утвержденный постановлением Госстандарта СССР от 30 июня 1988 г. N 2564

1,025

Для проката с пределом текучести свыше 380 Н/ммРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 19281-89 (ИСО 4950-2-81, ИСО 4950-3-81, ИСО 4951-79, ИСО 4995-78, ИСО 4996-78, ИСО 5952-83) "Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 28 сентября 1989 г. N 2972, для труб по ГОСТ 8731-74 "Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 19 октября 1974 г. N 2560

1,10

Для остального проката и труб, соответствующих требованиям СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденного приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79

1,05

Для проката и труб, поставляемых по международной нормативной документации

1,1


     
Таблица 6

Значения коэффициентов условий работы поясов стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Номер пояса, узел сопряжения стенки с днищем

Коэффициент условий работы поясов стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

в условиях эксплуатации

в условиях гидравлических испытаний

Первый

0,7

0,9

Все, кроме первого

0,8

0,9

Узел сопряжения стенки с днищем (уторный узел)*

1,2

1,2


     * Используется при проверке прочности стенки в уторном узле от действия изгибных напряжений с учетом развития пластических деформаций.
     
     

3.5.7.6. Результаты расчета толщины Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для каждого пояса стенки рекомендуется округлить до целого числа в большую сторону в соответствии с толщинами проката по ГОСТ 19903-74 "Прокат листовой горячекатаный. Сортамент", утвержденному постановлением Госстандарта СССР от 27 июня 1974 г. N 1573, если не указаны специальные условия поставки листового проката.
     

3.5.7.7. Поверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара рекомендуется проводить в соответствии с СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции" (п.11.1.1), утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79, по соотношению
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (10)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - кольцевое напряжение, МПа, вычисляемое для нижней точки каждого пояса по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (11)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - плотность продукта, т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - ускорение свободного падения, м/сРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота налива продукта при эксплуатации, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расстояние от дна до нижней кромки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное избыточное давление в газовом пространстве, МПа;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - радиус срединной поверхности стенки резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная толщина Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса стенки, м;
     
здесь Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - минусовой допуск на прокат для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м.
     
     Меридиональные напряжения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, в Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-м поясе стенки для резервуаров со стационарной крышей определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (12)

Меридиональные напряжения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, в Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-м поясе стенки для резервуаров с плавающей крышей определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (13)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес металлоконструкций выше расчетной точки, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес стационарного оборудования выше расчетной точки, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес теплоизоляции выше расчетной точки, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли, МПа, определяемая по СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденному приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное значение вакуума, МПа;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,85 при Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов60м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1,0 при Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>100 м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,85+0,00375(Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-60) - в промежуточных случаях;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1, 2, ...) - коэффициенты сочетаний соответственно для длительных и кратковременных нагрузок, назначаемые в соответствии с СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия" (пп.6.2-6.4), утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787.
     

3.5.7.8. При невыполнении условия п.3.5.7.7 рекомендуется увеличить толщину соответствующего пояса.
     
     В качестве альтернативного варианта по согласованию с заказчиком номинальные толщины стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов каждого пояса стенки для режима эксплуатации и номинальные толщины стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для режима гидро- и пневмоиспытаний назначаются на основе расчета наибольших мембранных кольцевых напряжений Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов в каждом поясе стенки, рассматриваемой как составная цилиндрическая оболочка ступенчато-переменной толщины. Граничные условия в месте сопряжения стенки с днищем задаются в виде нулевых радиальных перемещений и изгибающего момента, равного пластическому моменту в листе окрайки.
     

3.5.8. Расчет стенки на устойчивость

3.5.8.1. Расчет стенки резервуара на устойчивость рекомендуется выполнять в соответствии с указаниями СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденного приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79, и включает проверку толщин поясов стенки, установку промежуточных ветровых колец, а также назначение мест установки и сечений колец, если таковые требуются.
     

3.5.8.2. Устойчивость стенки резервуара обеспечена при выполнении следующего условия:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (14)

Критические меридиональные напряжения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (15)

Критические кольцевые напряжения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; (16)


Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов,                                                                   (17)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная толщина самого тонкого пояса стенки, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - номинальная толщина самого тонкого пояса стенки, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - модуль упругости стали.
     

3.5.8.3. Редуцированная высота стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, вычисляется по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (18)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная толщина Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса стенки, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - минусовой допуск на прокат для Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса, м.
     
     При наличии ребра жесткости в пределах Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-го пояса в качестве Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов берется расстояние от кромки этого пояса до ребра жесткости. В резервуарах с плавающей крышей для верхнего пояса в качестве Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов берется расстояние от нижней кромки пояса до ветрового кольца.
     

3.5.8.4. Коэффициент Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рекомендуется определять по формулам:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (19)

3.5.8.5. Меридиональные напряжения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, в Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-м поясе стенки для резервуаров со стационарной крышей определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (20)

Меридиональные напряженияРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, в Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-м поясе стенки для резервуаров с плавающей крышей определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (21)

3.5.8.6. Кольцевые напряжения в Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-м поясе стенки определяются по формулам:
     
     для резервуаров со стационарной крышей Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; (22)

для резервуаров с плавающей крышей Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (23)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное значение ветрового давления (МПа), представляющего сумму средней и пульсационной составляющих и определяемое по п.11.1.2 СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденному приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787.
     

3.5.8.7. При невыполнении условия (13) для обеспечения устойчивости стенки рекомендуется увеличить толщину верхних поясов или установить промежуточное кольцо (кольца) или то и другое вместе. При этом место установки промежуточного кольца рекомендуется выбирать с учетом обеспечения равенства значений Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, полученных по формуле, приведенной в п.3.5.8.2 для участков стенки ниже и выше кольца, и быть не ближе 150 мм от горизонтального сварного шва. Если это условие обеспечить невозможно, ветровое кольцо рекомендуется устанавливать на расстоянии 150 мм ниже или выше горизонтального сварного шва, для которого разница значений Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов для участков стенки ниже и выше кольца будет минимальной.
     
     Рекомендуется, чтобы после установки промежуточного ветрового кольца участки стенки над кольцом и под ним удовлетворяли положениям п.3.5.8.2 настоящего Руководства.
     

3.5.9. Расчет стенки резервуара на сейсмические воздействия

3.5.9.1. В расчете помимо статических рекомендуется учитывать следующие динамические нагрузки на корпус резервуара:
     
     повышенное гидродинамическое давление в продукте от низкочастотных гравитационных волн на свободной поверхности, возникающих при горизонтальном сейсмическом воздействии;
     
     высокочастотное гидродинамическое воздействие, обусловленное совместным колебанием массы продукта и круговой цилиндрической оболочки;
     
     инерционные нагрузки от элементов конструкции резервуара, участвующих в общих динамических процессах корпуса и продукта;
     
     гидродинамические нагрузки на стенку и продукт, обусловленные вертикальными колебаниями грунта.
     

3.5.9.2. Интегральную характеристику в виде динамического опрокидывающего момента рекомендуется определять по расчетной схеме с недеформируемым корпусом, а в расчете - принимать максимальное значение по спектру сейсмических коэффициентов динамичности для горизонтальной и вертикальной составляющих сейсмического воздействия.
     

3.5.9.3. Несущую способность стенки резервуара рекомендуется проверять по условиям прочности всех поясов и устойчивости пояса 1 с учетом дополнительного сжатия в меридиональном направлении от сейсмического опрокидывающего момента.
     

3.5.9.4. Сейсмостойкость резервуара рекомендуется считать обеспеченной при одновременном выполнении следующих положений:
     
     пояса стенки не теряют прочности и устойчивости;
     
     гравитационная волна на свободной поверхности не достигает конструкций стационарной крыши и не приводит к потере работоспособности понтона и плавающей крыши.
          

3.6. Рекомендуемая конструкция колец жесткости на стенке

3.6.1. Для обеспечения прочности и устойчивости резервуаров при эксплуатации, а также для получения рекомендуемой геометрической формы в процессе монтажа на стенках резервуаров рекомендуется устанавливать следующие типы колец жесткости:
     
     верхнее ветровое кольцо для резервуаров без стационарной крыши или для резервуаров со стационарными крышами специальных типов, имеющих повышенную деформативность в плоскости основания крыши;
     
     верхнее опорное кольцо для резервуаров со стационарными крышами;
     
     промежуточные кольца для обеспечения устойчивости при воздействии ветровых и сейсмических нагрузок;
     
     промежуточные формообразующие кольца для резервуаров, сооружаемых методом рулонирования.
     

3.6.2. Верхнее ветровое кольцо рекомендуется устанавливать снаружи резервуара на верхнем поясе стенки РВСПК или РВС, РВСП, конструкция которых не может рассматриваться в качестве жесткого диска в плоскости верхней кромки стенки. Это относится, например, к конструкциям купольных алюминиевых крыш, крышам оболочечного типа переменной кривизны с участками сжатых и растянутых поверхностей (двускатные, многоскатные, складчатые и т.п. крыши).
     
     Для РВС, РВСП, РВСПК минимальное сечение верхнего ветрового кольца жесткости определяется в соответствии с п.3.6.10.3 настоящего Руководства, а ширина кольца подбирается не менее 800 мм.
     
     Высоту установки верхнего ветрового кольца рекомендуется принимать от 1,10 до 1,25 м от верха стенки, при этом по верху стенки резервуаров с плавающей крышей рекомендуется установить кольцевой уголок сечением не менее 75х6 мм.
     
     При использовании верхнего ветрового кольца в качестве обслуживающей площадки конструктивные требования к элементам кольца (ширина и состояние ходовой поверхности, ограждение кольца по внешней от резервуара стороне и пр.) рекомендованы положениями п.3.10.7 настоящего Руководства.
     

3.6.3. Верхнее опорное кольцо стационарных крыш рекомендуется устанавливать на верхней кромке стенки резервуаров для восприятия опорных реакций сжатия, растяжения или изгиба при воздействии на крышу внешних и внутренних нагрузок. Рекомендуемое минимальное сечение опорного кольца бескаркасных крыш определяется в соответствии с п.3.7.6.2 настоящего Руководства.
     
     В том случае, если монтаж стационарной крыши осуществляется после окончания монтажа стенки резервуара, то сечение опорного кольца рекомендуется проверить на соответствие с п.3.6.10, как ветровое кольцо для резервуара без стационарной крыши.
     

3.6.4. Промежуточные ветровые кольца жесткости рекомендуется устанавливать в тех случаях, когда толщины поясов стенки не обеспечивают устойчивость стенки опорожненного резервуара. Выбор способа обеспечения устойчивости стенки осуществляется проектной организацией по согласованию с заказчиком. Минимальное сечение промежуточных колец жесткости рекомендуется определять в соответствии с п.3.6.10.3 настоящего Руководства.
     

3.6.5. Для колец жесткости рекомендуется иметь неразрезное сечение по всему периметру стенки. Установка элементов колец на отдельных участках, в том числе в зоне монтажных стыков стенки рулонируемых резервуаров, не допускается.
     

3.6.6. Соединение колец жесткости рекомендуется выполнять стыковым с полным проплавлением или на накладках. Монтажные стыки колец жесткости располагаются на расстоянии не менее 150 мм от вертикальных швов стенки.
     

3.6.7. Кольца жесткости рекомендуется располагать на расстоянии не менее 150 мм от горизонтальных швов стенки (расстояние от оси горизонтальной полки кольца до оси сварного шва).
     

3.6.8. Для колец жесткости, ширина которых в 16 раз и более превышает толщину горизонтального элемента кольца, предусматриваются опоры, выполняемые в виде ребер или подкосов. Не рекомендуется, чтобы расстояние между опорами превышало более чем в 20 раз высоту внешней вертикальной полки кольца.
     

3.6.9. При наличии на резервуаре систем пожарного орошения (устройства охлаждения) кольца жесткости устанавливаются на наружной поверхности стенки и имеют конструкцию, не препятствующую орошению стенки ниже уровня кольца.
     
     Кольца такой конструкции, которая способна собирать воду, рекомендуется оборудовать сточными отверстиями.
     

3.6.10. Расчет колец жесткости на стенке резервуара

3.6.10.1. Сечение ветрового кольца рекомендуется подбирать из условия восприятия изгибающего момента при действии ветрового давления на стенку опорожненного резервуара.
     

3.6.10.2. Коэффициент условий работы при расчете колец жесткости на стенке резервуара Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,9.
     

3.6.10.3. Минимальный момент сопротивления сечения верхнего кольца жесткости резервуаров Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, с плавающей крышей определяется по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (24)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - коэффициент, учитывающий разрежение от ветра в резервуаре с открытым верхом;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное ветровое давление, принимаемое в зависимости от ветрового района по таблице 11.1 СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия";
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота стенки резервуара, м.
     
     Если верхнее кольцо жесткости присоединяется к стенке сплошными сварными швами, в сечение кольца можно включать участки с номинальной толщиной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и шириной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов вниз и вверх от места установки кольца.
     

3.6.10.4. В случае установки промежуточного ветрового кольца рекомендуется иметь такую конструкцию, чтобы его поперечное сечение удовлетворяло требованиям:
     
     для резервуаров со стационарной крышей
     

если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (25)


если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;                                                                                 (26)


     для резервуаров с плавающей крышей
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (27)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - максимальное из значений редуцированной высоты участка стенки выше или ниже промежуточного кольца, определяемое в соответствии с п.3.5.8.3 настоящего Руководства.
     

3.6.10.5. В момент сопротивления промежуточного кольца жесткости включаются части стенки номинальной толщиной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и шириной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, определяемой по формуле:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (28)


выше и ниже места установки кольца.
     
     

3.7. Стационарные крыши

3.7.1. В данном подпункте устанавливаются рекомендации к конструкциям стационарных крыш и не ограничивается применение других конструкций и материалов, изготовляемых по различным стандартам и нормам, при условии выполнения положений настоящего Руководства.
     
     Конструкции стационарных крыш рекомендуется подразделять на следующие типы:
     
     бескаркасная коническая крыша, несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила;
     
     бескаркасная сферическая крыша, несущая способность которой обеспечивается вальцованными элементами настила, образующими поверхность сферической оболочки;
     
     каркасная коническая крыша, близкая к поверхности пологого конуса, состоящая из элементов каркаса и настила;
     
     каркасная купольная крыша, поверхность которой близка к сферической и образуется изогнутыми по радиусу сферической поверхности элементами каркаса и радиальными или иным образом раскроенными листами настила.
     
     Все крыши удерживаются по периметру опиранием на стенку резервуара или на опорное кольцо в соответствии с п.3.6.3 настоящего Руководства. Для каркасных конических и купольных крыш в качестве промежуточной опоры может применяться установка центральной стойки.
     
     Минимальная толщина любого элемента стальной крыши составляет 4 мм, исключая припуск на коррозию.
     
     При использовании в крышах стальных элементов из нержавеющей стали, углеродистой стали с металлизационным покрытием или алюминиевых сплавов их толщина определяется на основании прочностных и деформационных расчетов и должна быть не менее: 1,5 мм - для элементов настила, 3,0 мм - для элементов каркаса.
     

3.7.2. Основные положения по определению нагрузок:
     

а) при расчете учитывают первое основное сочетание нагрузок, в котором участвуют максимальные значения расчетных нагрузок, действующих на крышу "сверху вниз" от:
     

1) собственного веса элементов крыши;
     

2) веса стационарного оборудования и площадок обслуживания на крыше;
     

3) собственного веса теплоизоляции на крыше;
     

4) веса снегового покрова при симметричном и несимметричном распределении снега на крыше;
     

5) внутреннего разрежения в газовоздушном пространстве резервуара;
     

б) в резервуарах, работающих с избыточным внутренним давлением, учитывают второе основное сочетание нагрузок, в котором участвуют следующие нагрузки:
     

1) нагрузки, действующие на крышу "сверху вниз" и принимаемые с минимальными расчетными значениями от:
     
     собственного веса элементов крыши;
     
     веса стационарного оборудования на крыше;
     
     собственного веса теплоизоляции на крыше;
     

2) нагрузки, действующие на крышу "снизу вверх" и принимаемые с максимальными расчетными значениями от:
     
     избыточного давления;
     
     отрицательного давления ветра.
     
     Коэффициент условий работы Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов при расчете элементов крыши принимается равным 0,9.
     

3.7.3. Снеговые нагрузки на стационарные крыши

Несущая способность крыши проверяется с учетом равномерного и неравномерного распределения снеговой нагрузки по ее поверхности.
     

3.7.3.1. Расчетная величина действующей на крышу снеговой нагрузки определяется по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (29)

3.7.3.2. Коэффициент неравномерности распределения снегового покрова Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и коэффициент, учитывающий снос снега с крыши под действием ветра Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, следует определять в соответствии с СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787 (п.10, приложения Г.13, Г.14), или по табл.7а, 7б настоящего Руководства. Неравномерное распределение снеговой нагрузки на стационарной крыше приведено на рис.8 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 7а

Коэффициент, учитывающий снос снега с крыши под действием ветра Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Диаметр резервуара Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м

Распределение снеговой нагрузки

неравномерное

равномерное

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов60

1,0

0,85

60Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов100

1,0

0,85+0,00375(Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов-60)

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>100

1,0

1,0


     Примечание. На покрытия в районах со среднемесячной температурой воздуха в январе выше -5 °С (см. СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденный приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787, приложение Ж, карта 5) коэффициент Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов принимается равным 1,0.
     
     

Таблица 7б

Коэффициент неравномерности распределения снегового покрова Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Форма крыши

Распределение снеговой нагрузки

неравномерное

равномерное

Купольная (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1/20)

Учитывать не требуется, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1,0

Коническая (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов7°)

Купольная

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

При отсутствии снегозадерживающих преград: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

При наличии снегозадерживающих преград:

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов30°: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1,0

Если Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>30°: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Коническая (7°<Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов30°)

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1,0


     Примечание. При Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>2/15 коэффициент Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов следует определять в соответствии с СП 20.13330.2011 (приложение Г, разд.Г.13).
     
     

Рис.8. Неравномерное распределение снеговой нагрузки на стационарной крыше

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.8. Неравномерное распределение снеговой нагрузки на стационарной крыше

3.7.3.3. В табл.7б настоящего Руководства использованы коэффициенты Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, определяемые по формулам:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;   Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;   Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов,

где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота стационарной крыши, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара, м.
     

3.7.3.4. Сочетания нагрузок для расчета стационарных крыш приведены в табл.8 и 9 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 8

Вид нагрузки

Номер сочетания нагрузок для расчета стационарных крыш

1

2

3

4

5

6

Вес конструкций и теплоизоляции

+

+

+

+

+

+

Вес снегового покрова, равномерно или неравномерно распределенного на поверхности крыши

+

-

+

+

-

+

Избыточное давление 1,2Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов*

-

+

-

-

+

-

Вакуум 1,2Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов*

-

-

+

-

-

+

Ветровой отсос

-

+

+

-

-

+

Сейсмическая нагрузка

-

-

-

+

+

+

________________
     * Приведены со значениями коэффициента перегрузки.
     
     

Таблица 9

Вид нагрузки

Дополнительные сочетания нагрузок для расчета стационарных крыш с легко сбрасываемым настилом

1

2

Гидро- и пневмоиспытания

Аварийный режим

Вес конструкций

+

+

Вес теплоизоляции

-

+

Избыточное давление 1,25Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов*

+

-

Избыточное давление 1,6Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов*

-

+


     * Приведены со значениями коэффициента перегрузки.
     
     

3.7.4. Бескаркасная коническая крыша

Бескаркасная коническая крыша представляет собой гладкую коническую оболочку, не подкрепленную радиальными ребрами жесткости.
     
     Рекомендуются следующие геометрические параметры бескаркасной конической крыши:
     
     максимальный диаметр крыши в плане - 12,5 м;
     
     минимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной поверхности - 15°, максимальный угол наклона - 30°.
     
     Номинальная толщина оболочки крыши определяется расчетом на устойчивость в соответствии с п.3.7.6 настоящего Руководства и составляет не менее 4 мм и не более 7 мм (при изготовлении оболочки крыши методом рулонирования). При недостаточной несущей способности гладкая коническая оболочка подкрепляется кольцевыми ребрами жесткости (шпангоутами), устанавливаемыми с наружной стороны крыши.
     
     Оболочка крыши изготавливается в виде рулонируемого полотнища (из одной или нескольких частей). При изготовлении полотнища крыши на монтаже толщина оболочки крыши может составлять более 7 мм.
     
     Узел соединения крыши со стенкой рекомендуется выполнять по одному из вариантов, приведенных на рис.9 настоящего Руководства. При опирании крыши на кольцевой уголок его минимальный размер составляет 63х5 мм.
          

Рис.9. Соединения бескаркасных конических или сферических крыш со стенкой

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.9. Соединения бескаркасных конических или сферических крыш со стенкой:

а - узел соединения крыши со стенкой через кольцевой уголок с внутренней стороны; б - узел соединения крыши со стенкой через кольцевой уголок с внутренней стороны; в - узел соединения крыши со стенкой без уголка; г - узел соединения крыши со стенкой через усиливающий лист

3.7.5. Бескаркасная сферическая крыша

Рекомендуются следующие геометрические параметры бескаркасной сферической крыши:
     
     минимальный радиус сферической поверхности - 0,8 от диаметра резервуара;
     
     максимальный радиус сферической поверхности - 1,5 от диаметра резервуара.
     
     Узел соединения крыши со стенкой выполняется по одному из вариантов, приведенных на рис.9 настоящего Руководства. При опирании крыши на кольцевой уголок его минимальный размер составляет 63х5 мм.
          

3.7.6. Расчет бескаркасных конических крыш

3.7.6.1. Расчет настила
     
     Расчетная толщина настила бескаркасной конической крыши Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, определяется из условия устойчивости оболочки по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (30)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости.
     
     Номинальная толщина настила бескаркасной конической крыши Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, определяется по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (31)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - припуск на коррозию, м.
     
     Расчетная нагрузка на крышу Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, определяется по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (32)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес металлоконструкций крыши, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес оборудования на крыше, МН;
     
    Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов  - вес теплоизоляции на крыше, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли, МПа. Расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли определяется согласно СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденному приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - нормативное значение вакуума, МПа;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,85 при Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов60 м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1,0 при Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>100 м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов0,85+0,00375(Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - 60) - в промежуточных случаях;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара, м;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1, 2, …) - коэффициенты сочетаний соответственно для длительных и кратковременных нагрузок, назначаемые в соответствии с СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787 (пп.6.2-6.4).
     
     Формулы (30)-(32) применимы:
     
     для углов Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов30°;
     
     при выполнении условия Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов>274.
     

3.7.6.2. Расчет узла сопряжения крыши и стенки
     
     Узел крепления крыши к верху стенки выполняется по одному из вариантов, приведенных на рис.10 настоящего Руководства. В расчетное сечение включаются кольцевой элемент жесткости, а также прилегающие участки крыши и стенки.
     
     

Рис.10. Соединение крыши со стенкой

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.10. Соединение крыши со стенкой:

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - размеры участков стенки; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - размеры участков настила крыши; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - минимальная толщина настила бескаркасной конической крыши; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - толщина стенки

Узел сопряжения крыши со стенкой рассчитан на прочность при действии кольцевого растягивающего усилия. При этом размеры поперечного сечения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, выбираются в соответствии с условием:
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (33)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - выделенная на рис.10 настоящего Руководства площадь поперечного сечения уторного узла крыши.
     
     Размеры участков стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (34)

Размеры участков настила крыши Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, определяются по формуле
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (35)

В резервуарах, работающих с внутренним избыточным давлением, узел сопряжения крыши со стенкой рекомендуется также проверять на устойчивость в случае действия кольцевого сжимающего усилия. При этом размеры поперечного сечения выбираются в соответствии с выполнением следующего условия:


     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов,                                  (36)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - момент инерции расчетного поперечного сечения относительно вертикальной оси "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", совпадающей с осью стенки, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (см. рис.10);
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - модуль упругости стали;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес металлоконструкций крыши, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес оборудования на крыше, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес теплоизоляции на крыше, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1, 2, …) - коэффициенты сочетаний для длительных нагрузок, назначаемые в соответствии с СП 20.13330.2011 "Свод правил "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия" (пп.6.2-6.4), утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 787.
     
     Рекомендуемое соединение крыши со стенкой приведено на рис.10 настоящего Руководства.
     

3.7.7. Каркасная коническая крыша

3.7.7.1. Каркасные конические крыши применяются для резервуаров диаметром от 10 до 25 м.
     

3.7.7.2. Рекомендуется, чтобы угол наклона образующей крыши к горизонтальной поверхности находился в пределах от 4,76° (уклон 1:12) до 9,46° (уклон 1:6), номинальная толщина настила составляла не менее 4 мм.
     

3.7.7.3. Крепление настила крыши к верху стенки осуществляется в соответствии с рис.11, в настоящего Руководства через кольцевой уголок жесткости с минимальным размером 63х5 мм.
               

Рис.11. Узлы соединения каркасных конических или купольных крыш со стенкой

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Рис.11. Узлы соединения каркасных конических или купольных крыш со стенкой:

а - узел соединения с опорным кольцом прямоугольного сечения; б - узел соединения с усиливающим кольцом и опорным кольцом прямоугольного сечения; в - узел соединения с опорным элементом из уголкового профиля; г - узел соединения с опорным кольцом таврового сечения

3.7.7.4. Рекомендуется, чтобы площадь поперечного сечения узла сопряжения крыши со стенкой (с учетом участвующих в работе площадей поперечных сечений стенки и настила) обеспечивала восприятие растягивающих или сжимающих усилий от внутреннего давления или внешней нагрузки на крышу.
     

3.7.7.5. При выполнении крыши с легко сбрасываемым настилом рекомендуется:
     
     приварку настила выполнять в соответствии с п.3.2.5 настоящего Руководства;
     
     площадь поперечного сечения узла сопряжения крыши со стенкой определять в соответствии п.3.7.10 настоящего Руководства.
     

3.7.7.6. Каркас конической крыши может быть ребристым или ребристо-кольцевым.
     

3.7.7.7. Каркасные конические крыши изготавливаются в виде щитов, состоящих из соединенных между собой элементов каркаса и настила или раздельно - из элементов каркаса и настила, не приваренного к каркасу. В последнем случае настил выполняется из отдельных листов, крупногабаритных карт или рулонируемых полотнищ, а два диаметрально противоположных элемента каркаса раскреплены в плане диагональными связями.
     

3.7.8. Каркасная купольная крыша

3.7.8.1. Купольная крыша представляет собой радиально-кольцевую каркасную систему, образующую поверхность сферической оболочки.
     

3.7.8.2. Купольные крыши применяются для резервуаров объемом более 5000 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, диаметром от 25 до 65 м.
     

3.7.8.3. Рекомендуемый радиус кривизны сферической поверхности купольной крыши в пределах от 0,8Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до 1,5Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара.
     

3.7.8.4. Каркасные купольные крыши изготавливаются:
     
     обычным исполнением в виде щитов, состоящих из соединенных между собой элементов каркаса и настила;
     
     с легко сбрасываемым настилом в виде отдельных элементов каркаса и настила, не приваренного к каркасу. В каркасных крышах с легко сбрасываемым настилом листовой настил прикреплен только к окаймляющему элементу стенки по периметру крыши. Катет сварного шва в соединении между настилом и кольцевым элементом жесткости принимают равным не более 5 мм. Площадь поперечного сечения узла сопряжения крыши со стенкой определяется в соответствии с п.3.7.10 настоящего Руководства.
     

3.7.8.5. Опирание крыши на стенку резервуара рекомендуется выполнять с устройством опорного кольца по рис.11 настоящего Руководства.
     

3.7.9. Расчеты каркасных крыш

3.7.9.1. Каркас крыши представляет собой систему радиальных и кольцевых балок. Количество радиальных балок Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов определяется по конструктивным соображениям с учетом неравенства Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Результат округляется до числа, кратного четырем.
     

3.7.9.2. Моделирование и расчеты крыш на все комбинации нагрузок рекомендуется производить методом конечных элементов. Расчетная схема включает все несущие стержневые и пластинчатые элементы, предусмотренные конструктивным решением. Если листы настила не приварены к каркасу, то в расчете учитываются только их весовые характеристики.
     

3.7.9.3. Модель крыши учитывает деформативность ее внешнего опорного контура, то есть включает элементы уторного узла, верхний участок стенки высотой Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и кольцевой участок настила крыши шириной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. При этом минимальные размеры Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов определяются п.3.7.6.2 настоящего Руководства.
     

3.7.9.4. Элементы и узлы крыши запроектированы таким образом, чтобы максимальные усилия и деформации в них не превышали предельных значений по прочности и устойчивости, регламентируемых СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП 11-23-81* Стальные конструкции", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79, и СНиП 2.03.06-85 "Алюминиевые конструкции" (для алюминиевых крыш).
     

3.7.10. Каркасные крыши с легко сбрасываемым настилом

3.7.10.1. Рекомендуется, чтобы каркасные крыши с легко сбрасываемым настилом удовлетворяли положениям пп.3.7.2, 3.7.9 настоящего Руководства, а также были рассчитаны на действие двух дополнительных сочетаний нагрузок, которые включают помимо веса конструкций и теплоизоляции внутреннее избыточное давление с коэффициентами надежности по нагрузке 1,25 (гидро- и пневмоиспытания) и 1,6 (аварийный режим).
     

3.7.10.2. Рекомендуемые условия для проектирования крыш с легко сбрасываемым настилом:
     

а) Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов15 м;
     

б) Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов9,5° (уклон крыши меньше или равен 1:6);
     

в) листовой настил крепится только к окаймляющему элементу стенки по периметру крыши односторонним угловым швом с катетом не более 5 мм;
     

г) конструкция узла сопряжения стенки и крыши в соответствии с одной из схем, приведенных на рис.10;
     

д) площадь сечения Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, выделенного на рис.10, выбирается в соответствии с условием
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (37)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес стенки, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес крыши, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес листов настила крыши, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес оборудования на стенке, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес оборудования на крыше, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес теплоизоляции на стенке, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - вес теплоизоляции на крыше, МН;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - расчетный параметр, определяемый по формуле (8).
     

3.7.10.3. Если положения п.3.7.10.2 не обеспечены, крыша с легко сбрасываемым настилом рассчитывается в такой последовательности:
     

а) выполняется конечно-элементный геометрически нелинейный расчет крыши на действие комбинаций нагрузок, включающих действие избыточного давления:
     
     1,25Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - для гидропневмоиспытаний;
     
     1,6Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - для условий аварии.
     
     В расчетную модель рекомендуется включать настил и каркас крыши;
     

б) определяются реактивные усилия, передаваемые на шов крепления настила к опорному кольцу крыши, и проверяется его прочность по СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденному приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79;
     

в) настил крыши является легко сбрасываемым, если конструкция узлов сопряжения стенки и крыши, стенки и днища резервуара, а также размеры сварного шва сопряжения настила крыши с кольцевым элементом жесткости удовлетворяют следующим условиям:
     
     прочность шва сопряжения стенки и настила крыши обеспечена в условиях гидро- и пневмоиспытаний;
     
     прочность шва сопряжения стенки и настила крыши не обеспечена в условиях аварии;
     
     прочность узла сопряжения стенки с окрайкой днища для всех расчетных сочетаний нагрузок обеспечена, то есть выполняется условие
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (38)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - избыточное давление, при котором происходит разрушение уторного шва крыши Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
     
     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - избыточное давление, при котором происходит разрушение нижнего уторного узла резервуара.
     
     Прочность узла сопряжения стенки с окрайкой днища в условиях аварии не проверяется, если резервуар оборудован анкерными устройствами, предотвращающими его подъем при аварийном избыточном давлении.
     
     

3.8. Понтоны

3.8.1. Понтоны применяются в резервуарах для хранения легкоиспаряющихся продуктов и предназначены для сокращения потерь от испарения. Рекомендуется, чтобы понтоны отвечали следующим основным положениям:
     
     максимально перекрывали поверхность хранимого продукта;
     
     эксплуатировались без внутреннего давления и вакуума в газовом пространстве резервуара;
     
     все соединения, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, контролировались на герметичность;
     
     проверялась совместимость материалов, уплотняющих соединения понтона с хранимым продуктом.
     

3.8.2. Рекомендуется применять следующие основные типы понтонов;
     
     А - понтон однодечной конструкции, имеющий центральную однослойную мембрану (деку), разделенную на отсеки, и расположенные по периметру кольцевые короба (открытые или закрытые сверху);
     
     Б - однодечный понтон с открытыми или закрытыми герметичными коробами, расположенными на поверхности понтона радиально;
     
     В - понтон двудечной конструкции, состоящий из герметичных коробов, расположенных по всей площади понтона;
     
     Г - понтон на поплавках с герметичным настилом;
     
     Д - многослойный понтон толщиной не менее 60 мм с защитной обшивкой.
     

3.8.3. Рекомендуется, чтобы конструкция понтона обеспечивала его нормальную работу по всей высоте рабочего хода без перекосов, вращения во время движения и остановок.
     

3.8.4. Рекомендуется, чтобы борт понтона и патрубки устройств, проходящих через понтон (опор стационарной крыши, направляющих понтона и пр.), с учетом расчетного погружения и крена понтона в рабочем состоянии (без нарушения герметичности отдельных элементов) находились выше уровня продукта не менее чем на 100 мм, такое же превышение имели патрубки и люки в понтоне.
     

3.8.5. Пространство между стенкой резервуара и бортом понтона, а также между бортовыми ограждениями и проходящими сквозь них элементами уплотняется с помощью специальных устройств (затворов).
     

3.8.6. Понтон рекомендуется конструировать таким образом, чтобы номинальный зазор между понтоном и стенкой резервуара составлял от 150 до 200 мм с допускаемым отклонением ±100 мм. Величина зазора устанавливается в зависимости от конструкции применяемого затвора.
     

3.8.7. Номинальная толщина стальных элементов понтона составляет не менее 5 мм. При использовании в понтонах стальных элементов из нержавеющей стали, углеродистой стали с металлизационными покрытиями или алюминиевых сплавов их толщина определяется на основании прочностных и деформационных расчетов, а также с учетом коррозиестойкости. Толщина таких элементов составляет не менее 1,2 мм.
     

3.8.8. Понтон оборудуется опорами, позволяющими фиксировать его в двух нижних положениях - рабочем и ремонтном.
     
     Рабочее положение определяется минимальной высотой, при которой конструкции понтона отстоят не менее чем на 100 мм от верхних частей устройств, находящихся на днище или стенке резервуара и препятствующих дальнейшему опусканию понтона.
     
     Ремонтное положение определяется минимальной высотой, при которой возможен свободный проход человека по днищу резервуара под понтоном, - от 1,8 до 2,0 м.
     
     Рабочее и ремонтное положения понтона фиксируются с помощью опор, которые могут устанавливаться в понтоне, а также на днище или стенке резервуара. Возможна фиксация нижних положений понтона путем его подвешивания на цепях или тросах к стационарной крыше резервуара.
     
     По согласованию с заказчиком применяются опорные конструкции одного фиксированного положения (не ниже ремонтного).
     
     Опоры, изготовленные в виде стоек из трубы или другого замкнутого профиля, должны быть герметичными со стороны продукта или надрезаются и имеют отверстия в нижней части для обеспечения дренажа.
     

3.8.9. В случае применения опорных стоек для распределения сосредоточенных нагрузок, передаваемых понтоном на днище резервуара, под опорными стойками устанавливаются стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.
     

3.8.10. Для исключения вращения понтона рекомендуется использовать направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять и технологические функции - в них могут располагаться приборы контроля, измерения и автоматики.
     
     По условиям надежности работы понтона можно устанавливать одну направляющую.
     
     В качестве направляющих понтона могут также использоваться тросовые либо другие конструктивные системы.
     
     В местах прохода сквозь понтон направляющих предусматриваются уплотнения для снижения потерь от испарения во время всех вертикальных и горизонтальных перемещений понтона.
     

3.8.11. Понтоны оборудуются предохранительными вентиляционными патрубками для удаления воздуха и газов из-под понтона в то время, когда понтон находится на опорах в нижнем рабочем положении в процессе заполнения резервуара. Рекомендуется, чтобы они были достаточными для предотвращения разрежения, появляющегося под понтоном после того, как понтон встанет на опоры в нижнем рабочем положении в процессе удаления продукта из резервуара. Рекомендуется выбирать скорость заполнения и опорожнения резервуара в режиме нахождения понтона на опорах, чтобы возникающее избыточное давление (вакуум) под понтоном было минимально возможным для конкретного резервуара.
     

3.8.12. В стационарной крыше или стенке резервуара с понтоном предусматриваются вентиляционные окна, равномерно расположенные по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга (но не менее четырех), и один патрубок в центре. Общая открытая площадь всех окон рекомендуется больше или равной 0,06 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов на 1 м диаметра резервуара. При эксплуатации резервуара отверстия вентиляционных окон закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10х10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных воздействий. Установка огнепреградителей на вентиляционных окнах не рекомендуется.
     

3.8.13. Для доступа на понтон в резервуаре предусматривается не менее одного люка-лаза в стенке, расположенного таким образом, чтобы через него можно было попасть на понтон, находящийся на опорах в ремонтном положении.
     
     На самом понтоне устанавливается, как минимум, один люк-лаз, обеспечивающий обслуживание и вентиляцию подпонтонного пространства в процессе ремонтных и регламентных работ.
     

3.8.14. В стационарной крыше резервуара с понтоном устанавливаются смотровые люки в количестве не менее двух для осуществления визуального и измерительного контроля области уплотнения по периметру понтона. Смотровые люки рекомендуется совмещать с вентиляционными окнами по п.3.8.12.
     

3.8.15. Все токопроводящие части понтона электрически взаимосвязаны и соединены со стенкой или крышей резервуара.
     
     Это может быть достигнуто с помощью гибких, равномерно распределенных по поверхности понтона кабелей, идущих от стационарной крыши резервуара к понтону (минимум два). При выборе кабелей рекомендуется учитывать их гибкость, прочность, коррозиестойкость, электрическое сопротивление, надежность соединений и срок службы.
     

3.8.16. Закрытые короба понтона снабжены смотровыми люками с быстросъемными крышками или иными устройствами для контроля возможной потери герметичности коробов.
     
     На понтоне устанавливается кольцевой барьер для удержания пены, подаваемой при пожаре в зону кольцевого зазора. Расположение и высоту кольцевого барьера рекомендуется определять из условия создания расчетного слоя пены средней или низкой кратности в зоне кольцевого зазора между барьером и стенкой резервуара.
     
     Высота барьера составляет не менее 1 м. В нижней части барьера предусматриваются дренажные отверстия для стока продуктов разрушения пены и атмосферных вод.
     

3.8.17. Расчет понтона

3.8.17.1. Понтон рассчитывается таким образом, чтобы он мог в положении на плаву или на опорах обеспечивать несущую способность и плавучесть для нагрузок, приведенных в табл.10 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 10

Расчетное сочетание

Сочетание воздействий для расчета понтонов

Положение

Примечание

1

Двойной собственный вес

Плавающее

2

Собственный вес и 0,24 кПа равномерно распределенной нагрузки

Плавающее

3

Собственный вес и 2,0 кН на 0,1 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов( )в любом месте понтона

Плавающее

4

Собственный вес и затопление центральной деки и двух смежных отсеков

Плавающее

Для понтонов типа "А"

Собственный вес и затопление трех любых коробов

Плавающее

Для понтонов типа "Б" и "В"

5

Собственный вес и затопление 10% поплавков

Плавающее

Для понтонов типа "Г"

6

Собственный вес и воздействие газовоздушной подушки на площади не менее 10% площади понтона (плотность газовоздушной фракции не более 0,3 т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов)*

Плавающее

По требованию заказчика

7

Собственный вес и 2,0 кН на 0,1 мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов в любом месте понтона

На стойках

8

Собственный вес и 0,24 кПа равномерно распределенной нагрузки

На стойках


     * Нагрузка, возникающая от выхода газовоздушной пробки под нижнюю поверхность понтона.
     
     

3.8.17.2. Плотность продукта для выполнения расчетов рекомендуется равной 0,7 т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     

3.8.17.3. Элементы и узлы понтона запроектированы таким образом, чтобы максимальные усилия и деформации в них не превышали предельных значений по прочности и устойчивости, установленных в СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденном приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79.
     

3.8.17.4. Плавучесть понтона при отсутствии повреждений рекомендуется считать обеспеченной, если в положении на плаву превышение верха бортового элемента над уровнем продукта составляет не менее 100 мм.
     

3.8.17.5. Плавучесть понтона при наличии повреждений рекомендуется считать обеспеченной, если в положении на плаву верх бортового элемента и переборок расположен выше уровня продукта.
     

3.8.17.6. Порядок выполнения расчетов
     
     Расчет понтона выполняется в такой последовательности:
     

а) выбор конструктивной схемы понтона и предварительное определение толщин элементов исходя из функциональных, конструктивных и технологических требований;
     

б) назначение комбинаций воздействий, приведенных в табл.10 настоящего Руководства, учитывающих величину и характер действующих нагрузок, а также возможность потери герметичности отдельных отсеков понтона;
     

в) моделирование конструкции понтона методом КЭ;
     

г) расчет равновесных положений понтона, погруженного в жидкость для всех расчетных комбинаций воздействий;
     

д) проверка плавучести понтона. Если плавучесть понтона не обеспечена, производится изменение его конструктивной схемы и расчет повторяется начиная с п."а";
     

е) проверка несущей способности конструктивных элементов понтона для полученных положений равновесия. В случае изменения толщин элементов расчет повторяется начиная с п."в";
     

ж) проверка прочности и устойчивости опор.
     
     

3.9. Плавающие крыши

3.9.1. Применяются плавающие крыши двух основных конструктивных типов:
     
     однодечная плавающая крыша;
     
     двудечная плавающая крыша.
     

3.9.2. Максимально допустимая расчетная снеговая нагрузка:
     

240 кг/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - для однодечных плавающих крыш;
     
     без ограничений - для двудечных плавающих крыш.
     

3.9.3. Плавающая крыша запроектирована таким образом, чтобы при наполнении или опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение ее конструктивных узлов и приспособлений, а также конструктивных элементов, находящихся на стенке и днище резервуара.
     

3.9.4. В рабочем положении плавающая крыша полностью контактирует с поверхностью хранимого продукта.
     
     Верхняя отметка периферийной стенки (борта) плавающей крыши превышает уровень продукта не менее чем на 150 мм.
     
     В опорожненном резервуаре плавающая крыша находится на стойках, опирающихся на днище резервуара. Конструкции днища и основания обеспечивают восприятие внешних нагрузок при опирании плавающей крыши на стойки.
     
     Минимальную толщину конструктивных элементов плавающей крыши из углеродистой стали рекомендуется назначать не менее 5 мм (исключая припуск на коррозию). При использовании в плавающих крышах стальных элементов из нержавеющей стали или алюминиевых сплавов их толщина должна быть не менее 3 мм.
     

3.9.5. Плавающие крыши основных типов (однодечные и двудечные) имеют следующее конструктивное исполнение:
     

а) однодечная плавающая крыша состоит из герметичных коробов, расположенных на крыше по периметру или радиально, и центральной однослойной мембраны (деки), имеющей организованный уклон к центру;
     

б) двудечная плавающая крыша может выполняться по двум вариантам:
     
     с радиальным расположением коробов;
     
     с кольцевым расположением отсеков.
     
     По первому варианту крыша состоит из прямоугольных коробов располагаемых на плане крыши в радиальном направлении. Пространство между коробами заполняется на монтаже листовыми вставками по нижней и верхней декам, образуя монтажные отсеки.
     
     По второму варианту крыша состоит из верхней и нижней дек, соединяемых серией концентрических колец, образующих кольцевые отсеки. Наружный отсек разделяется радиальными переборками на кольцевые короба.
     

3.9.6. Плавучесть плавающей крыши обеспечивается ее герметичностью со стороны продукта, а также герметичностью входящих в конструкцию крыши коробов и отсеков.
     

3.9.7. Каждый короб или отсек плавающей крыши в верхней части имеет смотровой люк с легкосъемной крышкой для контроля возможной потери герметичности короба или отсека.
     
     Рекомендуется, чтобы конструкция крышки и высота обечайки смотрового люка исключали попадание дождевой воды или снега внутрь короба или отсека, а также исключали попадание нефти и нефтепродукта на верх плавающей крыши.
     

3.9.8. Доступ на плавающую крышу обеспечивается катучей лестницей, которая имеет верхнее шарнирное крепление к стенке резервуара и нижние ролики, перемещающиеся по направляющим, установленным на плавающей крыше (путь катучей лестницы).
     

3.9.9. Рекомендуется, чтобы конструкция плавающей крыши обеспечивала сток ливневых вод с поверхности к ливнеприемному устройству с последующим отводом их за пределы резервуара. Ливнеприемное устройство однодечной плавающей крыши рекомендуется оборудовать клапаном, исключающим попадание хранимого продукта на плавающую крышу при нарушении герметичности трубопроводов водоспуска.
     

3.9.10. Плавающие крыши оборудуются основным и аварийным водоспусками.
     
     Основной водоспуск оборудуется в нижней точке сбора дождевой воды и обеспечивает отвод воды за пределы резервуара без ее попадания в хранимый продукт. Для однодечных плавающих крыш основной водоспуск оборудуется обратным клапаном или задвижкой, исключающими попадание продукта на плавающую крышу при нарушении герметичности трубопроводов водоспуска.
     
     Рекомендуемый номинальный диаметр основного водоспуска:
     

80 мм - для резервуаров диаметром до 30 м;
     

100 мм - для резервуаров диаметром от 30 до 60 м;
     

150 мм - для резервуаров диаметром свыше 60 м.
     
     Устройство систем основного водоспуска оборудуется от одной до нескольких точек, обеспечивающих сбор осадков, распределенных по поверхности крыши и объединенных в один или несколько отводящих трубопроводов.
     
     Аварийные водоспуски предназначены для сброса дождевой воды непосредственно в хранимый продукт.
     
     Двудечные плавающие крыши оборудуются открытым аварийным водоспуском, заборное отверстие которого находится на верхней деке крыши выше уровня хранимого в резервуаре продукта.
     

3.9.11. Плавающие крыши оборудуются вентиляционными клапанами, минимум двумя, открывающимися при нахождении плавающей крыши на опорных стойках и предохраняющими плавающую крышу и уплотняющий затвор от перенапряжения и повреждения при заполнении или опорожнении резервуара. Размеры и количество вентиляционных клапанов определяются производительностью приемо-раздаточных операций.
     

3.9.12. Плавающие крыши оборудуются опорными стойками, позволяющими фиксировать крышу в двух нижних положениях - рабочем и ремонтном. Рабочее положение определяется минимальной высотой, при которой конструкции плавающей крыши отстоят не менее чем на 100 мм от верхних частей устройств, находящихся на днище или на стенке резервуара и препятствующих дальнейшему опусканию плавающей крыши. Ремонтное положение определяется минимальной высотой, при которой возможен свободный проход человека по днищу резервуара под плавающей крышей, - от 1,8 до 2,0 м.
     
     Опорные стойки, изготовленные из трубы или другого замкнутого профиля, надрезаются в нижней части для обеспечения дренажа.
     
     Для распределения нагрузок, передаваемых плавающей крышей на днище резервуара, под опорными стойками плавающей крыши устанавливаются стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.
     

3.9.13. Плавающие крыши оборудуются люком не менее одного номинальным диаметром Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов не менее 600 мм, позволяющего осуществлять вентиляцию и проход обслуживающего персонала под плавающую крышу, когда из резервуара удален продукт.
     

3.9.14. Для исключения вращения плавающей крыши используются направляющие в виде труб, выполняющие также технологические функции. Может устанавливаться одна направляющая.
     

3.9.15. Пространство между стенкой резервуара и наружным бортом плавающей крыши уплотнено с помощью специального гибкого устройства - затвора, имеющего также погодозащитный козырек от непосредственного воздействия атмосферных осадков на затвор.
     
     Рекомендуемый номинальный зазор для установки затвора составляет от 200 до 250 мм с допускаемыми отклонениями ±100 мм.
     

3.9.16. На плавающей крыше устанавливается кольцевой барьер для удержания пены, подаваемой при пожаре в зону кольцевого зазора. Расположение и высоту кольцевого барьера рекомендуется определять из условия создания расчетного слоя пены в зоне кольцевого зазора между барьером и стенкой резервуара.
     
     Рекомендуемая высота барьера составляет не менее 1 м. В нижней части барьера следует предусматривать дренажные отверстия для стока продуктов разрушения пены и атмосферных вод.
     

3.9.17. Все токопроводящие части плавающей крыши, включая катучую лестницу, электрически взаимосвязаны и соединены со стенкой резервуара.
     
     Рекомендуется, чтобы конструкция крепления заземляющих кабелей плавающей крыши исключала возможность повреждения кабеля в процессе эксплуатации резервуара.
     

3.9.18. Расчет плавающей крыши

3.9.18.1. Плавающая крыша рассчитывается таким образом, чтобы она могла в положении на плаву или на опорах обеспечивать несущую способность и плавучесть при нагрузках и их сочетаниях, указанных в табл.11 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 11

Расчетное сочетание

Сочетание воздействий для расчета плавающих крыш

Положение

Примечание

1

Собственный вес и равномерно (или неравномерно) распределенная снеговая нагрузка

Плавающее

2

Собственный вес и 250 мм осадков

Плавающее

При отсутствии аварийной системы дренажа

3

Собственный вес и двух затопленных смежных отсеков и равномерно распределенная снеговая нагрузка

Плавающее

Для двудечных крыш

Собственный вес и затопление центральной деки и двух смежных отсеков

Для однодечных крыш

4

Собственный вес и равномерно (или неравномерно) распределенная снеговая нагрузка

На стойках

Снеговая нагрузка принимается не менее 1,5 кПа. Неравномерная нагрузка принимается в соответствии с рис.12

Рис.12. Неравномерное распределение снеговой нагрузки на плавающей крыше

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.12. Неравномерное распределение снеговой нагрузки на плавающей крыше:

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - высота стенки резервуара, м; Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр резервуара, м

3.9.18.2. Плотность продукта для выполнения расчетов рекомендована равной 0,7 т/мРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
     

3.9.18.3. Распределение неравномерной снеговой нагрузки по поверхности плавающей крыши Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, МПа, принимается в соответствии с формулой
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. (39)

3.9.18.4. Рекомендуемые максимальные усилия и деформации элементов и узлов плавающей крыши по прочности и устойчивости определяются в соответствии с СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79.
     

3.9.18.5. Плавучесть плавающей крыши при отсутствии повреждений рекомендуется считать обеспеченной, если в положении на плаву превышение верха любого бортового элемента (включая переборки) над уровнем продукта составляет не менее 150 мм.
     

3.9.18.6. Плавучесть плавающей крыши при наличии повреждений рекомендуется считать обеспеченной, если в положении на плаву верх любого бортового элемента и переборок расположен выше уровня продукта.
     

3.9.18.7. Порядок выполнения расчетов

Расчет плавающих крыш рекомендуется выполнять в такой последовательности:
     

а) выбор конструктивной схемы плавающей крыши и предварительное определение толщин элементов исходя из функциональных, конструктивных и технологических требований;
     

б) назначение комбинаций воздействий, приведенных в табл.11 настоящего Руководства, учитывающих величину и характер действующих нагрузок, а также возможность потери герметичности отдельных отсеков плавающей крыши;
     

в) моделирование конструкции плавающей крыши методом КЭ;
     

г) расчет равновесных положений плавающей крыши, погруженной в жидкость для всех расчетных комбинаций воздействий;
     

д) проверка плавучести плавающей крыши. Если плавучесть крыши не обеспечена, производится изменение ее конструктивной схемы и расчет повторяется начиная с п."а";
     

е) проверка несущей способности конструктивных элементов плавающей крыши для полученных положений равновесия. В случае изменения толщин элементов расчет повторяется начиная с п."в";
     

ж) проверка прочности и устойчивости опор.
     
     

3.10. Рекомендуемые патрубки и люки-лазы в стенке

3.10.1. Для изготовления патрубков и люков используются бесшовные или прямошовные трубы или изготовленные из вальцованного листа обечайки.
     
     Продольные швы обечаек, изготовленных из вальцованного листа, контролируются РК в объеме 100%. Для резервуаров класса опасности 4 РК можно не проводить.
     
     Геометрические размеры обечаек, изготовленных из вальцованного листа, должны соответствовать требованиям ГОСТ на трубы соответствующих типов и размеров.
     

3.10.2. Усиления стенки в местах врезок

3.10.2.1. Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков рекомендуется усиливать листовыми накладками (усиливающими листами), расположенными по периметру отверстий. Без усиливающих накладок осуществляется установка патрубков Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов не более 70 мм включительно при толщине стенки резервуара не менее 6 мм.
     

3.10.2.2. Рекомендуемый наружный диаметр Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, м, усиливающего листа находится в пределах
     

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, (40)


где Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - диаметр отверстия в стенке, м.
     

3.10.2.3. Рекомендуемая толщина усиливающего листа составляет не менее толщины соответствующего листа стенки, исключая припуск на коррозию, и не превышает толщину листа стенки более чем на 5 мм. Кромки усиливающего листа толщиной, превышающей толщину листа стенки, обрабатываются (скругливаются) в соответствии с рис.13 настоящего Руководства. Толщина усиливающего листа принимается равной толщине стенки.
     

Рис.13. Детали патрубков и люков-лазов в стенке

Соединение обечайки (трубы) со стенкой и с усиливающим листом
 

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Соединение усиливающего листа со стенкой

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Соединение усиливающего листа с днищем

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Рис.13. Детали патрубков и люков-лазов в стенке:

а - для патрубков типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"; б - для патрубков типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"; в - без обработки кромки усиливающего листа; г - обработка кромки по радиусу; д - обработка кромки снятием фаски; е - обработка кромки усиливающего листа в соединении усиливающего листа с днищем

3.10.2.4. Площадь поперечного сечения усиливающего листа, измеряемая по вертикальной оси отверстия, рекомендуется не менее чем произведение вертикального размера отверстия в стенке на толщину листа стенки без припуска на коррозию.
     

3.10.2.5. Усиливающий лист оборудуется контрольным отверстием с резьбой от М6 до М10, открытым в атмосферу и расположенным примерно на горизонтальной оси патрубка, или люка, или в его нижней части.
     

3.10.2.6. Катет Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов углового шва крепления усиливающего листа к обечайке (трубе) патрубка или люка рекомендуется назначать в соответствии с табл.12 настоящего Руководства.
     
     

Таблица 12

Параметр

Размер, мм

Толщина листа стенки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

5

6

7

От 8 до 10

От 11 до 15

От 16 до 22

От 23 до 32

От 33 до 40

Катет углового шва Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов мм

5

6

7

8

10

12

14

16


     

3.10.2.7. Катет Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов углового шва крепления усиливающего листа к стенке резервуара равен толщине более тонкой детали в соединении, но не более 38 мм.
     

3.10.2.8. Для усиливающего листа, доходящего до днища резервуара, катет Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов углового шва крепления усиливающего листа к днищу равен наименьшей толщине свариваемых элементов, но не более 16 мм.
     

3.10.2.9. Усиление стенки выполняется установкой листовых накладок (усиливающими листами), расположенными по периметру отверстий, или усиливающими вставками (листа стенки увеличенной толщины, определяемой соответствующим расчетом). Толщина вставки рекомендуется не более 60 мм.
     

3.10.3. Ограничения на расположение врезок в стенке

3.10.3.1. Рекомендуемые расстояния от привариваемых к стенке резервуара деталей патрубков или люков (труб, обечаек, усиливающих листов) до оси горизонтальных швов стенки или до днища резервуара (кроме варианта конструктивного исполнения усиливающего листа, доходящего до днища) составляют не менее 100 мм, а до оси вертикальных швов стенки - не менее 250 мм.
     

3.10.3.2. Рекомендуемые расстояния между привариваемыми к стенке резервуара сварными швами деталей патрубков и люков (трубами, обечайками, усиливающими листами) составляют не менее 250 мм.
     

3.10.3.3. Рекомендуемая величина перекрытия горизонтального шва стенки усиливающим листом приемо-раздаточного патрубка или люка-лаза Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов800 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов900 мм составляет не менее 150 мм от контура накладки. Перекрываемый участок шва рекомендуется проконтролировать РК.
     

3.10.4. Патрубки в стенке резервуара

3.10.4.1. Патрубки в стенке резервуара предназначены для присоединения наружных и внутренних трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и прочих устройств, требующих выполнения отверстия в стенке.
     

3.10.4.2. Рекомендуется, что количество, размеры и месторасположение патрубков назначаются заказчиком и указываются в техническом задании на проектирование резервуара.
     

3.10.4.3. Рекомендуется, что наиболее ответственными в части обеспечения надежности резервуара являются патрубки приема и раздачи продукта, располагаемые в непосредственной близости с днищем в зоне вертикального изгиба стенки и воспринимающие значительные технологические и температурные нагрузки от присоединяемых трубопроводов.
     

3.10.4.4. Рекомендуется применять патрубки в стенке Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов50 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов80 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов100 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов150 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов200 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов250 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов300 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов350 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов400 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов500 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов600 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов700 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов800 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов900 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1000 мм, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов1200 мм.
     

3.10.4.5. Конструктивное исполнение патрубков рекомендуется исполнять в соответствии с рис.13-16 и табл.13 настоящего Руководства, узел соединения усиливающего листа с днищем для патрубков типов "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов" - с рис.13, е настоящего Руководства.
     
     

Таблица 13

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов патрубка

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

Минимальная толщина, Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, мм

с круглым усиливающим листом

с усиливающим листом до днища

50

57

5

-

-

-

150

100

80

89

6

220

220

150

200

100

100

108; 114

6

260

250

160

200

100

150

159; 168

8

360

300

200

200

125

200

219

8

460

340

240

250

125

250

273

8

570

390

290

250

150

300

325

10

670

450

340

250

150

350

377

10

770

500

390

300

175

400

426

10

870

550

440

300

175

500

530

12

1070

650

540

350

200

600

630

12

1270

750

640

350

200

700

720

12

1450

840

730

350

225

800

820

14

1660

940

830

350

225

900

920

14

1870

1040

930

400

250

1000

1020

16

2070

1140

1050

400

250

1200

1220

16

2470

1340

1240

450

275


     Примечание. Отклонения от размеров, указанных в таблице, рекомендуется подтверждать расчетом в соответствии с п.3.10.4.9. Не рекомендуется усиление врезок приемо-раздаточных патрубков путем приварки ребер жесткости к их обечайкам.
     
     

Рис.14. Патрубки в стенке резервуара. Общие виды

Патрубок с круглым усиливающим листом

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Патрубок с усиливающим листом до днища

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.14. Патрубки в стенке резервуара. Общие виды

Рис.15. Патрубки в стенке резервуара. Разрезы


Основные типы патрубков

Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Дополнительные типы патрубков (для резервуаров с защитной стенкой)

Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов



Патрубок типа "Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.15. Патрубки в стенке резервуара. Разрезы

Рис.16. Соединение фланца и патрубка с обечайкой (трубой)

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.16. Соединение фланца и патрубка с обечайкой (трубой):

а - для фланцев по ГОСТ 12820-80 "Фланцы стальные плоские приварные на Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов). Конструкция и размеры"; б - для фланцев по ГОСТ 12821-80 "Фланцы стальные приварные встык на Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/смРуководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов). Конструкция и размеры"

3.10.4.6. Назначение номинальной толщины обечайки (трубы) патрубков рекомендуется производить с учетом назначаемого припуска на коррозию.
     

3.10.4.7. Патрубки в стенке могут комплектоваться временными заглушками на номинальное давление Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов 0,25 МПа, предназначенными для герметизации резервуара при проведении испытаний после окончания монтажа.
     

3.10.4.8. Расчет врезок патрубков в стенку резервуара
     
     Прочность стенки резервуара при локальных нагрузках на патрубки рекомендуется проверять для неблагоприятного сочетания трех сосредоточенных усилий: осевой силы вдоль оси патрубка Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, изгибающих моментов в вертикальной Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и горизонтальной плоскостях Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, при максимальном уровне налива жидкости. Нагрузки на патрубок врезки в стенку резервуара приведены на рис.17 настоящего Руководства.
     

Рис.17. Нагрузки на патрубок врезки в стенку резервуара

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Рис.17. Нагрузки на патрубок врезки в стенку резервуара

Определение комбинации сосредоточенных нагрузок со стороны трубопроводов, возникающих от гидростатического давления в резервуаре, осадок основания и температурных воздействий предоставляются заказчиком или установлена область предельных значений указанных выше нагрузок.
     
     Проверку прочности рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 31385-2008 "Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия" (п.5.3.6.10), утвержденным приказом Ростехрегулирования от 31 июля 2009 г. N 274-ст, в наиболее нагруженных зонах стенки:
     
     в точках стенки, примыкающих к усиливающему листу патрубка, для внутренней и наружной поверхностей;
     
     в зоне крепления обечайки патрубка к стенке резервуара.
     
     Выбор методик определения предельных нагрузок на патрубки определяется проектной организацией.
     

3.10.4.9. Термообработка врезок в стенку резервуаров
     
     Рекомендуется подвергать после сварки термообработке врезки Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов300 мм и более в листы стенки резервуаров толщиной:
     
     свыше 25 мм - для стали с пределом текучести менее 295 МПа;
     
     свыше 18 мм - для стали с пределом текучести от 295 до 345 МПа;
     
     свыше 12 мм - для стали с пределом текучести более 345 МПа.
     
     В состав термообрабатываемого узла входят: лист стенки, усиливающий лист или усиленная вставка, обечайка люка или патрубка, а также элементы зачистного люка.
     
     По решению проектной организации сварной шов приварки фланца к обечайке люка или патрубка термообработке может не подвергаться.
     
     Термообработка производится в печах по технологическому процессу, разработанному с учетом следующих рекомендаций:
     
     термообрабатываемый узел полностью собирается на заводе и термообрабатывается при температуре от 590 до 640 °С из расчета 25 мин на каждые 10 мм толщины листа стенки;
     
     при температуре не более 315 °С узел помещается в печь со скоростью повышения температуры нагрева не более 200 °С в час;
     
     не рекомендуется, чтобы во время нагрева перепад температуры узла превышал 150 °С;
     
     во время нагрева и периода выдержки атмосфера печи контролируется, чтобы избежать чрезмерного окисления поверхности обрабатываемого материала и непосредственного воздействия пламени на материал;
     
     узел охлаждается в печи до температуры 400 °С со скоростью не более 240 °С в час. Ниже температуры 400 °С узел может охлаждаться на открытом воздухе при температуре не ниже 5 °С.
     
     Возможно применение других режимов термообработки, обеспечивающих снятие напряжений и сохранение расчетных механических характеристик основного металла и сварных соединений;
     
     после термообработки сварные швы узла контролируются магнитопорошковым методом или ПВК.
     

3.10.5. Люки-лазы в стенке резервуара

3.10.5.1. Люки-лазы в стенке предназначены для доступа внутрь резервуара при его монтаже, осмотре и проведении ремонтных работ.
     

3.10.5.2. Рекомендуется оборудовать резервуары не менее чем двумя люками, расположенными в противоположных сторонах стенки и обеспечивающими выход на днище резервуара. Люки-лазы располагаются в I поясе резервуара.
     

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Название документа: Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Принявший орган: Ростехнадзор

Статус: Недействующий

Опубликован: / Нормативные документы в сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Серия 03. Документы межотраслевого применения по вопросам промышленной безопасности и охраны недр. Вып.69. - М.: ЗАО "НТЦ ПБ", 2013 год
Дата принятия: 26 декабря 2012

Дата окончания действия: 28 февраля 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах