• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Документ в силу не вступил


ГОСТ Р 58622-2019

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПРОЧНОСТИ, УСТОЙЧИВОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ РЕЗЕРВУАРА ВЕРТИКАЛЬНОГО СТАЛЬНОГО

Trunk pipeline transport of oil and oil products. Methods of assessing the strength, stability and durability of vertical steel tank



ОКС 23.020
ОКПД2 25.29

Дата введения 2020-08-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть")

2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 ноября 2019 г. N 1081-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает приемы и способы оценки прочности, устойчивости и долговечности вертикальных стальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов по результатам технического диагностирования на объектах магистрального трубопровода для транспортировки нефти и нефтепродуктов.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на резервуары для нефти и нефтепродуктов номинальным объемом от 100 до 50000 мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального как без теплоизоляционной конструкции, так и с теплоизоляционной конструкцией, следующих типов:

- резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей без понтона (РВС);

- резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей и понтоном (РВСП);

- резервуар вертикальный стальной цилиндрический с купольной стационарной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов (РВСПА);

- резервуар вертикальный стальной цилиндрический с плавающей крышей (РВСПК), эксплуатируемый в условиях сейсмической нагрузки до 9 баллов включительно по шкале MSK-64 (см. [1]).

1.3 Настоящий стандарт не распространяется:

- на резервуары с рабочим избыточным давлением более 2,00 кПа;

- резервуары с рабочим разрежением в газовом пространстве более 0,25 кПа;

- изотермические резервуары.

1.4 Допускается применять настоящий стандарт для резервуаров, предназначенных для хранения нефтесодержащих стоков и воды.

2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 25.101 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов

ГОСТ 535 Прокат сортовой и фасонный из стали углеродистой обыкновенного качества. Общие технические условия

ГОСТ 1050 Металлопродукция из нелегированных конструкционных качественных и специальных сталей. Общие технические условия

ГОСТ 2601 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 6713 Прокат низколегированный конструкционный для мостостроения. Технические условия.

ГОСТ 8731 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования

ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 19281 Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 27772 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ 34233.1 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования

ГОСТ 34233.6 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность при малоцикловых нагрузках

ГОСТ 34233.11 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Метод расчета на прочность обечаек и днищ с учетом смещения кромок сварных соединений, угловатости и некруглости обечаек

СП 14.13330 "СНиП II-7-81 Строительство в сейсмических районах"

СП 16.13330.2017 "СНиП II-23-81* Стальные конструкции"

СП 20.13330.2016 "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия"

СП 22.13330 "СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений"

СП 25.13330 "СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах"

СП 43.13330 "СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий"

СП 52-101 Бетонные и железобетонные конструкции без предварительного напряжения арматуры

СП 63.13330 "СНиП 52-01-2003 Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения"

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 2601, ГОСТ 31385, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 вмятина днища: Местное отклонение поверхности днища от геометрической формы, заданной проектной документацией, вершина которой располагается ниже поверхности основного металла днища.

3.2 вмятина стенки: Локальная деформация стенки, вершина которой направлена к центру резервуара.

3.3 выпучина днища: Местное отклонение поверхности днища от геометрической формы, заданной проектной документацией, вершина которой располагается выше поверхности основного металла днища.

3.4 выпучина стенки: Локальная деформация стенки, вершина которой направлена от центра резервуара.

3.5 вырыв: Механическое локальное повреждение поверхности металла с уменьшением толщины стенки, вызванное удалением временного технологического крепления путем отрыва или иным механическим воздействием.

3.6 глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении нормали к поверхности элемента конструкции резервуара.

3.7 глубина залегания подповерхностного дефекта: Минимальное расстояние от ближайшей внешней или внутренней поверхности элемента конструкции резервуара до края дефекта.

3.8 граничные условия: Совокупность статических силовых факторов и ограничений на перемещения на границе конечноэлементной модели или ее составляющих.

3.9 действительная толщина стенки: Средняя величина из всех значений толщины на листе, полученных в результате проведения ультразвуковой толщинометрии стенки резервуара.

3.10 дефект (резервуара): Каждое отдельное несоответствие конструкции резервуара, требованиям нормативных и/или технических документов.

Примечание - К конструкциям резервуара относят: сварные соединения, металлопроката, фундамента резервуара, наружное и внутреннее антикоррозионные покрытия, теплоизоляционную конструкцию резервуара, электрохимическую защиту, молниезащиту и заземление, элементов конструкций вне резервуара.

3.11 дефект геометрии днища (резервуара): Отклонение поверхности днища или окрайки от горизонтальной плоскости, установленное по результатам геодезических измерений, не являющееся локальной деформацией.

3.12

долговечность: Свойство объекта, заключающееся в его способности выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях использования, технического обслуживания и ремонта до достижения предельного состояния.

[ГОСТ 27.002-2015, статья 3.1.9]

3.13 кольцевые напряжения: Напряжения, действующие в кольцевом направлении стенки резервуара.

3.14 кольцо жесткости: Локальный укрепляющий элемент, установленный по окружности конструкции стенки резервуара при монтаже или ремонте, обеспечивающий повышение устойчивости или принимающий на себя локальные нагрузки.

Примечание - Различают кольца жесткости: ветровое, опорное, промежуточное.

3.15 локальная деформация: Местное отклонение поверхности конструкции от геометрической формы, заданной проектной документацией, являющее собой вмятину, выпучину, хлопун или угловатость.

3.16 метод конечных элементов: Численный метод решения систем дифференциальных уравнений с частными производными, а также интегральных уравнений, возникающих при решении задач механики деформируемого твердого тела, теплообмена, гидродинамики и электродинамики.

3.17 несплошность плоскостного типа: Дефект сварного соединения, выявленный при проведении ультразвукового контроля.

3.18 отклонение образующей стенки от вертикали: Отклонение радиальной проекции от вертикали стенки резервуара, проходящей через метку уторного шва.

3.19 оценка технического состояния: Комплекс мероприятий, включающий техническое диагностирование и определение срока безопасной эксплуатации элементов резервуара с дефектами и резервуара в целом.

3.20 полное техническое диагностирование резервуара: Техническое диагностирование резервуара с наружной и внутренней стороны, требующее вывода резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

3.21 потеря металла: Локальное уменьшение толщины металла элемента конструкции, вызванное коррозией, механическим повреждением.

3.22 (приведенная годовая) цикличность нагружения резервуара: Количество операций заполнения-опорожнения резервуара продуктом в течение года, эквивалентное фактическому нерегулярному годовому заполнению-опорожнению по данным диспетчерского учета, приведенное к полному циклу.

Примечания

1 Цикличность нагружения резервуара определяют с использованием метода "дождя" по ГОСТ 25.101 и правила линейного суммирования повреждений.

2 Под полным циклом понимается колебание от нулевого до максимального и снова до нулевого значения уровня налива продукта в резервуаре.

3.23 продольные напряжения: Напряжения, действующие в направлении образующей стенки резервуара, оси балки.

3.24 прочность: Способность конструкции сопротивляться разрушению при воздействии нагрузок.

Примечание - Прочность характеризуется значениями нагрузок, приводящих к разрушению при заданной схеме нагружения.

3.25 расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла листовой конструкции в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл на слои.

3.26 расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внутреннюю или наружную поверхность стенки элемента конструкции.

3.27 ребро жесткости стенки: Локальный укрепляющий элемент, установленный вдоль вертикальных или горизонтальных сварных соединений конструкции стенки резервуара при монтаже или ремонте, обеспечивающий повышение устойчивости и сопротивление локальным или осевым нагрузкам.

3.28

резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов.

Примечание - Резервуары в ряде случаев можно использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов.


[ГОСТ Р 57512-2017, статья 55]

3.29 риска: Механическое повреждение поверхности металла с уменьшением толщины стенки в виде узкого вытянутого углубления, образованное перемещавшимся по поверхности твердым телом.

3.30 смещение свариваемых кромок: Несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей свариваемых, сваренных деталей в стыковых сварных соединениях.

3.31 срединные напряжения: Максимальные напряжения в конструкции резервуара, действующие в кольцевом направлении в срединной плоскости с учетом дефектов геометрии конструкции.

3.32 срок безопасной эксплуатации резервуара: Срок эксплуатации резервуара на допустимых параметрах, установленных по результатам технического диагностирования.

Примечание - Срок безопасной эксплуатации резервуара измеряют в годах.

3.33 стрела прогиба: Максимальное смещение поверхности конструкции от геометрической формы, заданной проектной документацией, под действием внешних сил.

3.34 угловатость сварного шва: Отклонение формы стенки от цилиндрической, вызванное сварочными напряжениями в сварном соединении.

3.35 поверхностные напряжения: Максимальные напряжения, действующие в кольцевом направлении на поверхности конструкции резервуара с учетом дефектов геометрии конструкции.

3.36 хлопун: Местное отклонение поверхности стенки или днища от проектной геометрической формы, теряющее устойчивость под действием внешних или внутренних нагрузок.

3.37 частичное техническое диагностирование резервуара: Техническое диагностирование резервуара, выполняющееся с наружной стороны без выведения его из эксплуатации, кроме резервуаров с несъемной теплоизоляционной системой.

4 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВИК - визуально-измерительный контроль;

КР - капитальный ремонт;

КЭ - конечный элемент;

МКЭ - метод конечных элементов;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

ОТС - оценка технического состояния;

ПРП - приемо-раздаточный патрубок;

РВС - резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей без понтона;

РВСП - резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей и понтоном;

РВСПА - резервуар вертикальный стальной цилиндрический с купольной стационарной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов;

РВСПК - резервуар вертикальный стальной цилиндрический с плавающей крышей;

СДКУ - система диспетчерского контроля и управления;

СКНР - система компенсации нагрузок от приемо-раздаточного патрубка на стенку резервуара;

ТЗ - техническое задание;

УЗК - ультразвуковой контроль;

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия.

5 Основные положения

5.1 Состав работ по расчету срока и определению условий безопасной эксплуатации резервуаров по результатам технического диагностирования

5.1.1 Оценку прочности, устойчивости и долговечности резервуаров проводят в целях обеспечения надежности, механической (конструкционной) безопасности и долговечности металлических конструкций.

5.1.2 Расчет прочности и устойчивости стенки резервуара без учета наличия геометрических отклонений и дефектов основного металла и сварных швов выполняют в соответствии с разделом 6.

5.1.3 Для оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуаров по результатам технического диагностирования выполняют расчет НДС:

- стенки резервуара с учетом ее фактической геометрической формы;

- стенки резервуара при наличии на стенке локальных деформаций (вмятин, выпучин, угловатостей), с учетом проектныхГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального ребер и колец жесткости, опорных колец и непроектных усиливающих элементов;
________________
ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального Здесь и далее под "проектными элементами" понимают элементы, предусмотренные в проектной документации. Если элемент не предусмотрен в проектной документации, то для него используют понятие "непроектный элемент".


- стенки и ПРП при действии нагрузок от трубопровода;

- стационарной стальной крыши и опорного кольца с учетом неравномерной снеговой нагрузки, и нагрузки от собственного веса по СП 20.13330, СП 43.13330;

- плавающей крыши, с учетом неравномерной снеговой нагрузки, включая расчет на плавучесть по СП 20.13330;

- днища резервуара при наличии на днище дефектов в виде локальных деформаций.

5.1.4 Формирование модели резервуара с учетом фактической геометрической формы стенки резервуара и расчет НДС стенки резервуара с учетом ее фактической геометрической формы, стационарной стальной крыши и опорного кольца, плавающей крыши проводят в соответствии с разделом 7.

Расчет НДС выполняют для следующих условий эксплуатации:

- уровень налива - верхний аварийный, указанный в проектной документации на резервуар;

- снеговая и ветровая нагрузки - по СП 20.13330;

- рабочее избыточное давление и вакуум в газовой полости резервуара - максимально допустимые, указанные в проектной документации на резервуар.

5.1.5 Расчет НДС стенки резервуара при наличии на стенке локальных деформаций (вмятин, выпучин, угловатостей), проектных ребер и колец жесткости, опорных колец и непроектных усиливающих элементов проводят в соответствии с разделом 10 с учетом:

- отклонений образующих стенки от вертикали;

- локальных деформаций стенки (вмятины и выпучины);

- дефектов "угловатость сварного шва" на стенке;

- фактической толщины конструкций резервуара;

- снегового и ветрового района расположения резервуара;

- массы опорного и ветровых колец, крыши, оборудования и площадок обслуживания на крыше;

- фактической геометрии и толщины окрайки, поясов стенки, крыши, установленных элементов жесткости, подкладных пластин;

- типов, параметров и расположения сварных соединений стенки;

- марки стали окрайки, поясов стенки, крыши, установленных элементов жесткости, подкладных пластин;

- места расположения локальных деформаций, элементов жесткости и подкладных пластин на стенке резервуара;

- уровня налива продукта при эксплуатации и воды при гидроиспытании;

- плотности продукта.

5.1.6 Расчет НДС, срока и условий безопасной эксплуатации резервуара при воздействии на стенку нагрузок от ПРП и трубопроводной обвязки выполняют в соответствии с разделом 11 с учетом:

- снегового и ветрового района расположения резервуара;

- массы опорного и ветровых колец, крыши, оборудования и площадок обслуживания на крыше;

- фактической геометрии и толщины стенки, окрайки днища, ПРП, усиливающей накладки и трубопроводной обвязки по результатам технического диагностирования, а также в соответствии с проектной документацией и по предыдущим результатам технического диагностирования;

- типов, параметров и расположения сварных соединений стенки;

- марки стали поясов стенки, окрайки днища, ПРП, усиливающей накладки и трубопроводной обвязки;

- нагрузок и воздействий системы компенсации нагрузок на ПРП (при наличии);

- схемы размещения трубопроводной обвязки;

- уровня налива продукта при эксплуатации и воды при гидроиспытании;

- плотности продукта;

- максимального перепада и минимальной температуры в разное время года.

5.1.7 Расчет НДС участка днища резервуара выполняют в соответствии с разделом 9 с учетом:

- фактической геометрии и толщины центральной части днища, окрайки и поясов стенки;

- типов, параметров и расположения сварных соединений днища;

- марки стали центральной части днища, окрайки и поясов стенки;

- места расположения локальных деформаций на днище;

- уровня налива продукта при эксплуатации и воды при гидроиспытании;

- плотности продукта.

5.1.8 Определение срока и условий безопасной эксплуатации основного металла и сварных соединений конструкций резервуара с дефектами выполняют в соответствии с разделом 8 с учетом:

- дефектов металла и сварных соединений, обнаруженных при техническом диагностировании;

- напряжений в конструкциях (элементах) резервуара в соответствии с расчетами, выполненными в соответствии с разделами 7, 9-11;

- скорости коррозии металла конструкций резервуара;

- условий эксплуатации резервуара, включая уровень налива, цикличность нагружения, снеговую нагрузку согласно СП 20.13330.

5.1.9 При определении срока и условий безопасной эксплуатации резервуара выполняют расчеты на прочность и долговечность элементов конструкций резервуара со следующими типами дефектов:

а) дефекты конструктивных элементов резервуара;

б) дефекты основного металла конструкций резервуара;

в) дефекты сварных соединений:

1) смещение свариваемых кромок;

2) несплошность плоскостного типа, непровар, несплавление, подрез;

3) несплошность объемного типа: пора, включение, свищ, кратер (усадочная раковина);

4) механическое повреждение типа "риска", "задир", "вырыв".

5.1.10 Расчет НДС, прочности и устойчивости стенки резервуара проводят с учетом:

- снегового и ветрового района расположения резервуара;

- массы опорного (ветрового) кольца, крыши, оборудования и площадок обслуживания на крыше;

- фактической геометрии и толщины стенки, крыши, установленных элементов жесткости (ребер и колец жесткости), подкладных пластин;

- типов, параметров и расположения сварных соединений стенки;

- марки стали поясов стенки, крыши, установленных элементов жесткости, подкладных пластин;

- места расположения локальных деформаций, элементов жесткости и подкладных пластин на стенке резервуара;

- уровня налива продукта при эксплуатации и воды при гидроиспытании;

- плотности продукта;

- максимального перепада и минимальной температуры в разное время года;

- нагрузок от сейсмического воздействия, определенных в 6.3.5.

5.1.11 Для определения срока и условий безопасной эксплуатации элементов и конструкций резервуара с дефектами выполняют перечень расчетов. Перечень расчетов, выполняемых для определения срока и условий безопасной эксплуатации, а также критерии необходимости их выполнения приведены в таблице 1.


Таблица 1 - Перечень расчетов, выполняемых для определения срока и условий безопасной эксплуатации, и критерии необходимости их выполнения

Наименование расчета

Критерий необходимости выполнения расчета

Методика

Расчет прочности стенки резервуара

Выполняют по результатам каждого технического диагностирования

Раздел 6

Расчет усиливающих устойчивость стенки резервуара* с учетом колец жесткости, центральной опорной стойки и понтона

Выполняют по результатам каждого технического диагностирования

Раздел 6

________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Расчет прочности и устойчивости центральной опорной стойки

Выполняют по результатам полного технического диагностирования при наличии центральной опорной стойки

Раздел 6

Расчет условий безопасной эксплуатации резервуара с учетом фактической геометрической формы стенки резервуара

Обнаружены предельные дефекты, а именно отклонения от установленных значений в проектной документации:

- отклонения образующих стенки от вертикали;

- отклонение абсолютных осадок и разностей относительных отметок окрайки (наружного контура днища)

Раздел 7

Расчет прочности и устойчивости стационарной стальной крыши и опорного кольца с учетом неравномерной снеговой нагрузки и нагрузки от собственного веса крыши

Обнаружена коррозионная потеря металла несущих конструкций крыши и опорного кольца глубиной более 20% от толщины, указанной в проектной документации

Раздел 7

Расчет плавающей крыши резервуара на плавучесть и прочность с учетом неравномерной снеговой нагрузки и коррозионных повреждений

Обнаружено превышение значений снеговой нагрузки, указанных в проектной документации.

Обнаружена коррозионная потеря металла конструкций плавающей крыши глубиной более 20% от толщины, указанной в проектной документации

Раздел 7

Расчет срока и условий безопасной эксплуатации основного металла и сварных соединений конструкций резервуара с дефектами

Обнаружены предельные дефекты металла и сварных швов стенки, крыши, днища, понтона

Раздел 8

Расчет срока и условий безопасной эксплуатации резервуара при наличии на стенке локальных деформаций (вмятин, выпучин, угловатостей), с учетом проектных ребер и колец жесткости, опорных колец и непроектных усиливающих элементов

Выполняют по результатам технического диагностирования при обнаружении предельных локальных деформаций стенки (вмятин, выпучин, угловатостей), при наличии проектных ребер, в т.ч. вертикальных, колец жесткости, опорных колец и непроектных усиливающих элементов

Раздел 10

Расчет срока и условий безопасной эксплуатации резервуара при воздействии на стенку нагрузок от ПРП при наличии/отсутствии СКНР и трубопроводной обвязки

Обнаружены предельные дефекты геометрии ПРП или стенки в области ПРП

Раздел 11

5.1.12 Для расчета срока и определения условий безопасной эксплуатации элементов и конструкций стенки резервуара с дефектами и резервуара в целом по результатам частичного технического диагностирования выполняют расчеты согласно разделам 6-8, 10.

По результатам расчета определяют условия эксплуатации резервуара с дефектами до полного технического диагностирования.

5.2 Расчет срока и определение условий эксплуатации конструкций резервуара с дефектами по результатам технического диагностирования

5.2.1 Все обнаруженные при техническом диагностировании дефекты классифицируют по степени опасности с разделением на три группы:

- группа 1 - дефекты, при наличии которых эксплуатация не допускается (предельные дефекты);

- группа 2 - дефекты, при наличии которых для каждого из них выполняется расчет срока безопасной эксплуатации элемента конструкции резервуара с этим дефектом;

- группа 3 - дефекты, подлежащие ремонту, для которых срок безопасной эксплуатации элемента не рассчитывается и не устанавливается.

5.2.2 По результатам частичного технического диагностирования всем дефектам (кроме дефектов стенки и дефектов, при наличии которых эксплуатация резервуара не допускается) присваивается группа 3.

5.2.3 Дефекты типа трещины, отпотины, сквозные отверстия в окрайке, центральной части днища, стенке, при наличии которых эксплуатация резервуара не допускается, относят к группе 1 (предельные дефекты).

5.2.4 Срок безопасной эксплуатации элемента конструкции резервуара с дефектами группы 1 составляет - 0 лет. Срок безопасной эксплуатации конструкции резервуара с таким дефектом устанавливается равным 0 лет.

5.2.5 Для каждого дефекта группы 2 выполняют расчет срока безопасной эксплуатации элемента конструкции резервуара с таким дефектом. Расчет выполняют по методикам в соответствии с разделами 6-11. Если расчетный срок безопасной эксплуатации элемента конструкции резервуара с дефектом превышает 20 лет, то срок безопасной эксплуатации с данным дефектом устанавливается равным 20 годам.

5.2.6 Расчет срока безопасной эксплуатации элемента конструкции резервуара с дефектами выполняют для следующих условий эксплуатации:

- уровень налива - верхний аварийный, указанный в проектной документации на резервуар;

- снеговая нагрузка - соответствующая снеговому району по СП 20.13330;

- ветровая нагрузка - соответствующая ветровому району по СП 20.13330;

- вакуумметрическое и рабочее избыточное давление в газовой полости резервуара - максимально допустимые согласно проектной документации на резервуар.

5.2.7 Срок безопасной эксплуатации конструкции резервуара с дефектами определяют равным минимальному из сроков эксплуатации ее элементов. При расчете срок эксплуатации конструкции резервуара с дефектами округляют до целого количества лет.

5.2.8 Срок безопасной эксплуатации резервуара в целом T, в годах:

а) при наличии дефектов группы 1 эксплуатация не допускается - срок безопасной эксплуатации резервуара устанавливают равным 0 лет;

б) при отсутствии дефектов группы 1 срок эксплуатации T, в годах, определяют равным минимальному из сроков безопасной эксплуатации конструкций резервуара с дефектами группы 2.

5.2.9 По результатам расчетов по данным полного технического диагностирования дефекты групп 1 и 2, расположенные на настиле и несущих конструкциях стационарной крыши, верхнем настиле (деке) плавающей крыши, кровле (настиле) понтона, затворе, относят к дефектам группы 3, если выполняются следующие условия:

- на днище и стенке резервуара отсутствуют дефекты группы 1;

- сроки безопасной эксплуатации конструкций резервуара равны или превышают срок следующего очередного полного технического диагностирования.

5.2.10 При ОТС срок безопасной эксплуатации поясов 1-3 стенки, днища, плавающей крыши (понтона) резервуара с дефектами типа "потеря металла", имеющими глубину 50% и более от проектной толщины металла, составляет 0 лет (группа 1) (кроме дефектов, удовлетворяющих условиям по 5.2.9).

5.2.11 При ОТС дефекты коррозионного происхождения на стенке, на окрайке и центральной части днища резервуара относят к дефектам группы 2.

5.2.12 Срок безопасной эксплуатации стенки резервуара по результатам частичного технического диагностирования или контроля технического состояния с дефектами типа "потеря металла", "коррозионная потеря металла", имеющими глубину 70% и более от фактической (действительной) толщины металла, составляет 0 лет.

5.2.13 Условия безопасной эксплуатации резервуара определяют следующим образом:

а) при наличии дефектов группы 1 для выполнения остальных расчетов принимают условия эксплуатации по 5.2.6;

б) при отсутствии дефектов группы 1 и наличии дефектов со сроками безопасной эксплуатации для условий по 5.2.6, менее срока проведения очередного полного технического диагностирования допускается рассчитывать условия нагружения (максимальный уровень налива, снеговая нагрузка, давление (вакуум) в газовом пространстве резервуара), при которых возможна безопасная эксплуатация резервуара без устранения дефектов на срок до очередного полного технического диагностирования.

6 Методика расчета прочности и устойчивости стенки резервуара

6.1 Исходные данные

6.1.1 Для выполнения расчета необходимы следующие данные:

а) данные паспорта резервуара:

1) тип резервуара;

2) место расположение резервуара;

3) данные о металле: марка и толщина металла, из которого изготовлена стенка, центральная опорная стойка (при наличии);

4) проектный уровень налива продукта в резервуаре;

5) плотность продукта;

6) нормативное значение ветрового давления (определяют в соответствии с СП 20.13330), нормативная снеговая нагрузка на поверхности земли, на НПС в зависимости от снегового района;

7) вес покрытия резервуара;

8) вес стационарного оборудования на резервуаре;

9) веса теплоизоляции на покрытии;

10) наличие понтона;

б) данные технического диагностирования:

1) наличие, количество, расположение и сечения колец жесткости;

2) наличие, высота и сечение центральной опорной стойки;

3) результаты толщинометрии стенки.

6.1.2 Для резервуаров, спроектированных в соответствии с требованиями СП 20.13330, коэффициент, учитывающий снос снега с крыши под действием ветра ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального:
________________
ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального для резервуаров, спроектированных и установленных до введения в действие СП 20.13330.2016, вместо коэффициента ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального учитывают коэффициент надежности по нагрузке:

- 0,7 для купольных (сферических) крыш;

- 1,0 для плоских и конических крыш.

а) при диаметре резервуара ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального до 60 м - принимается равным 0,85;

б) при диаметре резервуара ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального свыше 60 м - определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. (1)

6.1.3 Коэффициенты сочетаний для длительных ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального и кратковременных нагрузок ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - степень влияния нагрузки (1 - основная степень влияния, 2 и 3 - остальные степени влияния по убыванию), приведены в таблице 2 согласно СП 20.13330.


Таблица 2 - Коэффициенты сочетаний для длительных и кратковременных нагрузок

Коэффициенты сочетаний для длительных нагрузок

Коэффициенты сочетаний для кратковременных нагрузок

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

1

2

3

4

5

6

1,00

0,95

0,95

1,00

0,90

0,70

6.1.4 Значения рабочего избыточного давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведены в таблице 3.


Таблица 3 - Значения рабочего избыточного давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Тип резервуара

Рабочее избыточное давление, кПа, не более

РВС

2,0

РВСП (ПА)*

0,0

РВСПК

0,0

* Для резервуаров РВСП, оборудуемых системой газового пожаротушения, принимают значение рабочего избыточного давления как для РВС.

6.1.5 Коэффициент условий работы ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведен в таблице 4 в соответствии с СП 16.13330.


Таблица 4 - Коэффициент условий работы ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Элемент конструкции резервуара

Значение коэффициента условий работы ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Стенка резервуара при расчете на прочность

Пояс 1

В условиях эксплуатации

0,7

Стенка резервуара при расчете на прочность

Пояс 1

В режиме гидравлических испытаний

0,9

Все пояса, кроме пояса 1

В условиях эксплуатации

0,8

В режиме гидравлических испытаний

0,9

Центральная опорная стойка

1,0

6.1.6 Коэффициент надежности по материалу ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведен в таблице 5 в соответствии СП 16.13330.


Таблица 5 - Коэффициент надежности по материалу ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Условия контроля свойств проката

Значение коэффициента надежности по материалу, ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Для проката при наличии сертификата на прокат или для проката по ГОСТ 27772 (кроме сталей С590 и С590К) и другим нормативным документам, использующим процедуру контроля свойств проката по ГОСТ 27772, ГОСТ 1050

1,025

Для остального проката и труб, соответствующих требованиям СП 16.13330

1,050

При отсутствии сертификата, а также для проката с пределом текучести свыше 380 Н/ммГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального по ГОСТ 19281, ГОСТ 8731, ГОСТ 6713,

ГОСТ 535

1,100

6.1.7 Коэффициент надежности по назначению ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведен в таблице 6 в соответствии ГОСТ 31385-2016 (5.4.4).


Таблица 6 - Коэффициент надежности по назначению ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Класс резервуара по ГОСТ 31385-2016 (5.4.4)

Уровень ответственности

Значение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального при плотности продукта ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Менее или равно 1,05 т/мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Более 1,05 т/мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

КС-3а

Повышенный

1,20

1,25

КС-3б

Повышенный

1,10

1,20

КС-2а

Нормальный

1,05

1,10

КС-2б

Нормальный

1,00

1,05

6.1.8 Значения вакуумметрического давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведены в таблице 7.


Таблица 7 - Значения вакуумметрического давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Тип резервуара

Вакуумметрическое давление, кПа

РВС

0,25

РВСП (ПА)*

0

РВСПК

0

* Для резервуаров РВСП, оборудуемых системой газового пожаротушения, принимают значения вакуумметрического давления как для РВС.

6.1.9 Коэффициент k, учитывающий изменение ветрового давления по высоте стенки, приведен в таблице 8 в соответствии СП 20.13330.2016 (таблица 11.2).


Таблица 8 - Коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте стенки

Высота стенки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, м

Коэффициент k для типов местности по СП 20.13330

А

В

С

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального5

0,75

0,50

0,40

10

1,00

0,65

0,40

20

1,25

0,85

0,55

Примечание - Промежуточные значения определяют интерполяцией.

6.1.10 Аэродинамический коэффициент внешнего давления ветра ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального приведен в таблице 9.


Таблица 9 - Аэродинамический коэффициент внешнего давления ветра

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

2,8

3,0

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

0,52

0,64

0,73

0,77

0,80

0,83

0,85

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,97

0,98

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - высота стенки резервуара.

Примечание - Промежуточные значения определяют интерполяцией.

6.2 Расчет прочности стенки резервуара

6.2.1 По результатам технического диагностирования резервуара расчетную фактическую толщину каждого пояса определяют как среднее из значений толщин листов пояса, которое определяют как среднее из значений результатов измерений толщины листа.

6.2.2 Срединное кольцевое напряжение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, в каждом поясе определяют согласно ГОСТ 31385 по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (2)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - проектный уровень налива продукта в резервуаре, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетная плотность продукта, кг/мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - высота середины пояса, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - радиус резервуара, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетная фактическая толщина пояса, м.

6.2.3 Критерием оценки прочности является выполнение условия

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (3)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - предел текучести стали, Па.

6.2.4 Если срединное кольцевое напряжение не превышает допустимое значение, то эксплуатация резервуара по результатам расчета на прочность допускается при проектном уровне налива.

6.2.5 Если срединное кольцевое напряжение в поясе превышает допустимое значение, то для продолжения эксплуатации резервуара требуется снижение уровня налива до значений, при которых срединное кольцевое напряжения не превышает допустимое.

6.3 Расчет устойчивости стенки с учетом колец жесткости, центральной опорной стойки и понтона

6.3.1 По результатам технического диагностирования резервуара вычисляют расчетную фактическую толщину каждого пояса для проведения расчета устойчивости.

Расчетную фактическую толщину каждого пояса определяют, как среднее из значений толщин листов пояса, которое определяют, как среднее из значений результатов измерений толщины листа.

Если одно из измеренных значений толщин листа на втором поясе и выше меньше максимального из измеренных значений толщины листа на 20% и более, оно не используется при расчете среднего значения толщины листа.

Для каждого пояса стенки определяют срединное продольное напряжение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального и срединное кольцевое напряжение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального.

6.3.2 Срединное продольное напряжение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, в ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального-м поясе стенки вычисляют:

а) для резервуаров со стационарной крышей (в том числе с понтоном и центральной опорной стойкой) по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (4)



где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес металлоконструкций, Н, выше расчетной точки;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес стационарного оборудования, Н, выше расчетной точки;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес теплоизоляции, Н, выше расчетной точки;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - радиус резервуара, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетная фактическая толщина пояса, м.

Для резервуаров с центральной опорной стойкой вес крыши резервуара, вес стационарного оборудования на крыше, вес теплоизоляции на крыше, нагрузка на крышу резервуара от вакуумметрического давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального и нормативную снеговую нагрузку на горизонтальную проекцию крыши резервуара ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального принимают равными 2/3 от их полного значения;

б) для резервуаров с плавающей крышей по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. (5)

6.3.3 Срединное кольцевое напряжение ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, в ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального-м поясе стенки вычисляют:

а) для резервуаров со стационарной крышей и понтоном по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (6)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетное значение ветрового давления, Па;*

б) для резервуаров с плавающей крышей по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. (7)

6.3.4 Расчетное значение ветрового давления ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (8)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - нормативное значение пульсационной составляющей ветровой нагрузки, Па.

6.3.5 Нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, определяют в соответствии с СП 20.13330.2016 (11.1.3) по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (9)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - аэродинамический коэффициент внешнего давления ветра для резервуара, определяемый по таблице 9;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - нормативное значение ветрового давления, Па, определяемое в соответствии с СП 20.13330.2016 (11.1.4).

6.3.6 Нормативное значение пульсационной составляющей ветровой нагрузки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Па, определяют в соответствии с СП 20.13330.2016 (11.1.8) по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (10)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент пульсации давления ветра для эквивалентной высоты ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент пространственной корреляции пульсаций давления ветра согласно СП 20.13330.2016 (таблица 11.6).

6.3.7 Коэффициент пульсации давления ветра ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального для эквивалентной высоты ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального определяют по СП 20.13330.2016 [формула (11.6)]

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (11)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального и ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - безразмерные параметры, принимаемые по СП 20.13330.2016 (таблица 11.3) для различных типов местности.

6.3.8 Для обеспечения необходимой устойчивости стенки резервуара для каждого пояса должно выполняться условие

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (12)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - продольное критическое напряжение, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - кольцевое критическое напряжение, Па,

которые рассчитывают по формулам:

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (13)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - модуль упругости, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. (14)


Коэффициент ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального определяют по формулам:

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального (15)



Редуцированную высоту ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, м определяют суммированием с низа первого пояса вверх по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (16)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - высота ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального-го пояса, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - толщина самого тонкого пояса стенки, м.

При наличии кольца жесткости в пределах ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального-го пояса в качестве ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального принимают расстояние от нижней кромки этого пояса до кольца жесткости.

В резервуарах с плавающей крышей для верхнего пояса в качестве ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального принимают расстояние от нижней кромки пояса до ветрового кольца.

При наличии колец жесткости значения ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального и ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального определяют для каждого участка стенки между кольцами жесткости.

6.3.9 При выполнении условия (12) эксплуатация резервуара по результатам расчета на устойчивость допускается при проектном уровне налива без снижения снеговой нагрузки и вакуума.

6.3.10 При невыполнении условия (12) для продолжения эксплуатации резервуара требуется снижение снеговой нагрузки и вакуума до значений, при которых оно будет выполняться. При невозможности обеспечить устойчивость снижением нагрузок резервуар выводится в ремонт.

6.3.11 Сейсмостойкость корпуса резервуара определяют для особого сочетания нагрузок по СП 14.13330, включающих в себя сейсмические нагрузки, вес хранимого продукта, вес конструкций и теплоизоляции, избыточное давление, вес снегового покрова.

К сейсмическим нагрузкам относятся:

- повышенное давление в продукте от низкочастотных гравитационных волн на свободной поверхности, возникающих при горизонтальном сейсмическом воздействии;

- высокочастотное динамическое 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, обусловленные вертикальными колебаниями грунта.

Расчет на сейсмостойкость резервуара, приведенный в [2], должен обеспечивать:

- прочность стенки по кольцевым напряжениям на уровне нижней кромки каждого пояса;

- устойчивость 1-го пояса стенки с учетом дополнительного сжатия в меридиональном направлении от сейсмического опрокидывающего момента;

- устойчивость корпуса резервуара от опрокидывания;

- условия, при которых гравитационная волна на свободной поверхности не достигает конструкций стационарной крыши и не приводит к потере работоспособности понтона или плавающей крыши.

Сейсмический опрокидывающий момент определяют как сумму моментов от всех сил, способствующих опрокидыванию резервуара. Проверку на опрокидывание проводят относительно нижней точки стенки, расположенной на оси горизонтальной составляющей сейсмического воздействия.

[ГОСТ 31385-2016, пункт 6.1.4.7]

6.4 Расчет прочности и устойчивости центральной опорной стойки

6.4.1 При наличии на резервуаре центральной опорной стойки для нее выполняют расчеты на прочность и устойчивость.

6.4.2 Расчет на прочность центральной опорной стойки выполняют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (17)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - суммарная вертикальная нагрузка на центральную опорную стойку, Н;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - площадь сечения стойки нетто, ослабленной отверстиями и коррозией, мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетное сопротивление стали, принимаемое по СП 16.13330, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент условий работы, принимаемый по таблице 4.

Площадь сечения стойки нетто ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (18)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - диаметр центральной опорной стойки, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - действительная толщина стенки центральной опорной стойки, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - суммарная площадь отверстий центральной опорной стойки, мГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального.

Суммарную вертикальную нагрузку ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, Н, на центральную опорную стойку определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (19)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес металлоконструкций крыши согласно ТЗ на ОТС, Н;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес стационарного оборудования согласно ТЗ на ОТС, Н;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - вес теплоизоляции согласно ТЗ на ОТС, Н;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент, учитывающий снос снега с крыши под действием ветра, принимаемый согласно 6.1.2;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - нормативная снеговая нагрузка на поверхности земли согласно ТЗ на ОТС, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального* - значение вакууметрического давления, принимаемое согласно 6.1.8, Па;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - радиус резервуара, м.

6.4.3 Расчет устойчивости центральной опорной стойки проводят по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (20)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент продольного изгиба, принимаемый в соответствии с СП 16.13330.2017 (7.1.3), в зависимости от гибкости центральной опорной стойки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального.

Гибкость центральной опорной стойки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (21)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетная условная длина центральной опорной стойки, м;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - радиус инерции сечения центральной опорной стойки, м.

Расчетную условную длину центральной опорной стойки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, м, определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (22)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент для определения расчетной длины стоек постоянного сечения, принимаемый равным 0,7, в соответствии с СП 16.13330.2017 (см. таблицу 30);

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - длина центральной опорной стойки, м.

6.4.4 При выполнении условий (17), (20) допускается эксплуатация центральной опорной стойки без снижения снеговой нагрузки и вакуумметрического давления.

6.4.5 При невыполнении условий (17), (20) для продолжения эксплуатации резервуара требуется снижение снеговой нагрузки и вакуумметрического давления до значений, при которых указанные условия будут выполняться. При невозможности обеспечить устойчивость снижением нагрузок резервуар выводится в ремонт.

6.5 Расчет срока эксплуатации

6.5.1 Срок безопасной эксплуатации пояса стенки резервуара определяют по результатам расчета на долговечность по критерию прочности и устойчивости.

6.5.2 Срок безопасной эксплуатации пояса стенки ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, год, определяют согласно [3] по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (23)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - допускаемая толщина пояса, мм;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - скорость коррозионного равномерного утонения пояса стенки резервуара, определяемая по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (24)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - проектная толщина пояса, мм;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - расчетная фактическая толщина пояса, мм;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - срок между вводом в эксплуатацию пояса (после строительства, ремонта) и техническим диагностированием, год.

6.5.3 Допускаемая толщина пояса [ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального] определяется как максимальное значение по критериям прочности и устойчивости.

Допускаемую толщину пояса [ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального], мм, по критерию прочности определяют по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (25)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - допускаемое напряжение, Па, определяемое по формуле

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального, (26)


где ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент условий работы, принимаемый по 6.1.5;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - предел текучести стали, принимаемый в соответствии с национальными стандартами Российской Федерации, межгосударственными стандартами, международными стандартами и/или техническими условиями;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по 6.1.6;

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального - коэффициент надежности по назначению, принимаемый по 6.1.7.

Допускаемую толщину пояса [ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального], мм, по критерию устойчивости определяют согласно разделу 7, при условии

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального. (27)

6.5.4 Срок безопасной эксплуатации стенки резервуара принимают равным минимальному из сроков безопасной эксплуатации поясов.

7 Методика расчета напряженно-деформированного состояния конструкций резервуара методом конечных элементов

7.1 Исходные данные

7.1.1 Для выполнения расчета необходимы следующие данные:

а) данные паспорта резервуара:

1) тип резервуара;

2) место расположение резервуара;

3) проектный уровень налива продукта в резервуаре;

4) плотность продукта;

5) нормативная снеговая нагрузка на поверхности земли в зависимости от снегового района согласно СП 20.13330.2016 (таблица 10.1);

6) вес покрытия 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

ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Название документа: ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального

Номер документа: 58622-2019

Вид документа: ГОСТ Р

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Документ в силу не вступил

Опубликован: Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2019 год
Дата принятия: 01 ноября 2019

Дата начала действия: 01 августа 2020