ГОСТ 31385-2023. Межгосударственный стандарт. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

Приложение Д

(рекомендуемое)

 

ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ И УСТРОЙСТВАМ

ДЛЯ НАДЕЖНОЙ И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

 

Д.1 Резервуары в зависимости от их назначения, конструкции и места расположения могут быть оснащены:

- конструкцией крыши с легкосбрасываемым настилом;

- приемо-раздаточными устройствами и запорной арматурой местным и/или дистанционным управлением;

- устройствами для вентиляции (дыхательные клапаны, вентиляционные патрубки, аварийные клапаны);

- средствами и установками для обнаружения, стационарными установками тушения пожаров и охлаждения резервуаров;

- устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества;

- приборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимого продукта, автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней, устройствами отбора проб, устройствами для удаления подтоварной воды, устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов, устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре, устройствами для зачистки;

- устройствами, компенсирующими нагрузки на приемо-раздаточные патрубки от трубопроводов при эксплуатации и сейсмических воздействиях.

 

Д.2 Конструкции крыши с легкосбрасываемым настилом

 

Безопасный (без разрушения корпуса резервуара) сброс внутреннего избыточного давления превышающего расчетные значения, в т.ч. при возгорании соседних резервуаров, возможен путем создания "слабого узла" в настиле стационарной крыши.

Крыши с легкосбрасываемым настилом должны удовлетворять следующим требованиям:

- крыша должна выполняться с внутренним расположением каркаса;

- диаметр резервуара должен быть не менее 15 м;

- угол наклона радиальных балок в местах их примыкания к внешнему опорному кольцу крыши должен быть не более 9,46° (уклон крыши меньше или равен 1:6).

 

Д.3 Приемо-раздаточные патрубки и устройства

 

Д.3.1 Приемо-раздаточные патрубки и устройства (ПРП и ПРУ) предназначены для подачи продукта в резервуар и отбора продукта из резервуара. Количество и условный проход ПРП и ПРУ следует определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.

Д.3.2 Приемо-раздаточные патрубки и приемо-раздаточные устройства рекомендуется оснащать отсекающей запорной арматурой, устанавливаемой внутри или снаружи резервуара и управляемой снаружи резервуара.

Д.3.3 Подачу продукта в резервуар с понтоном или плавающей крышей следует выполнять через ПРУ.

Д.3.4 Приемо-раздаточные устройства могут быть совмещены с технологическими устройствами внутри резервуара.

Д.3.5 Конструкция ПРУ должна быть согласована с разработчиком КМ. В КМ должен быть предусмотрен усиливающий лист узла врезки ПРП в стенку резервуара.

Д.3.6 Диаметр патрубка ПРУ следует определять исходя из скорости движения потока продукта. Допустимые скорости истечения через ПРУ устанавливают для каждого продукта в зависимости от объемного удельного электрического сопротивления.

Производительность заполнения должна ограничиваться скоростью потока через ПРУ не более 1 м/с до момента затопления верха патрубка ПРУ или до всплытия понтона или плавающей крыши.

Максимальная производительность заполнения и опорожнения резервуара с понтоном или плавающей крышей ограничена допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши, которая не должна превышать 6 м/ч для резервуаров объемом до 30 000 м³ и 4 м/ч для резервуаров объемом свыше 30 000 м³. При нахождении понтона или плавающей крыши на стойках максимальная скорость повышения или понижения уровня продукта в резервуаре должна быть не более 2,5 м/ч.

Скорость наполнения и опорожнения резервуара должна быть не более суммарной пропускной способности установленной на резервуаре дыхательной аппаратуры.

 

Д.4 Общие требования к вентиляции резервуаров

 

Д.4.1 Вентиляция резервуаров со стационарной крышей должна быть обеспечена установкой на крыше дыхательной аппаратуры (дыхательных и предохранительных клапанов), вентиляционных патрубков, аварийных клапанов.

Д.4.2 Вентиляция резервуара должна обеспечивать поддержание или отсутствие внутри резервуара давления и вакуума, рабочие (нормативные) значения которых предусмотрены техническим заданием на проектирование, а также отсутствие аварийных значений давления и вакуума, которые могут вызвать разрушение корпуса резервуара.

Д.4.3 Системы вентиляции должны быть защищены от проникновения дождевой воды, посторонних предметов, от конденсации, полимеризации и возгонки продукта, от замерзания воды или конденсата продукта. Вентиляционные системы должны быть устойчивы к воздействию коррозии.

 

Д.5 Дыхательная аппаратура

 

Д.5.1 Дыхательные и предохранительные клапаны следует применять для резервуаров типа РВС, предназначенных для эксплуатации при избыточном давлении и вакууме.

Д.5.2 Установочные значения избыточного давления p_u и вакуума p_vu клапанов не должны превышать нормативные значения внутреннего давления p и вакуума p_v в следующих соотношениях:

- для дыхательных клапанов: 0,9p <= p_u <= 1,0p;

 

0,9p_v <= p_vu <= 1,0p_v; (Д.1)

 

- для предохранительных клапанов: 1,1p < p_u <= 1,2p;

 

1,1p_v < p_vu <= 1,2p_v. (Д.2)

 

Нормативные значения избыточного давления и вакуума, устанавливаемые заданием на проектирование, принимают, как правило, p = 2,0 кПа, p_v = 0,25 кПа.

Д.5.3 Количество устанавливаемых на резервуаре дыхательных и предохранительных клапанов определяют по их суммарной пропускной способности в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций по следующим формулам:

- пропускная способность клапанов по внутреннему давлению Q, м³/ч:

 

Q = 4,6M₁ + 0,044V; (Д.3)

 

- пропускная способность клапанов по вакууму Q, м³/ч:

 

Q = M₂ + 0,22V, (Д.4)

 

где M₁ - производительность залива продукта в резервуар, м³/ч;

M₂ - производительность слива продукта из резервуара, м³/ч;

V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

Не допускаются увеличение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Д.5.4 Дыхательные и предохранительные клапаны следует устанавливать совместно с огневыми преградителями и дисками-отражателями, которые должны предотвращать проникновение пламени в газовое пространство резервуара.

 

Д.6 Вентиляционные патрубки

 

Д.6.1 Вентиляционные патрубки следует применять для резервуаров не оснащенных ГО и УЛФ, со стационарной крышей, эксплуатируемых при отсутствии избыточного давления и вакуума. На вентиляционных патрубках не допускается устанавливать огневые преградители.

Д.6.2 Пропускную способность вентиляционных патрубков Q, м³/ч, определяют как наибольшее значение, вычисляемое по формуле

 

Q = M₁ + 0,02V или Q = M₂ + 0,22V. (Д.5)

 

Д.6.3 Конструкцией вентиляционной системы резервуаров с понтоном предусматривают установку на стационарной крыше вентиляционных проемов. Традиционные вентиляционные патрубки для резервуаров с понтоном используют только в качестве центрального вентиляционного проема.

 

Д.7 Аварийные клапаны

 

Д.7.1 Аварийные клапаны устанавливают на РВС. Они предназначены для аварийного сброса избыточного давления, вызванного внешним температурным воздействием высокой интенсивности и (или) неисправностью других систем вентиляции.

Д.7.2 Аварийные клапаны должны устанавливать на прямой вертикальный патрубок для выхода газов в атмосферу без огневых преградителей.

Д.7.3 Установочное давление срабатывания аварийных клапанов следует определять расчетом резервуара на прочность. При этом не должно происходить разрушение стенки резервуара и узлов соединения стенки резервуара с днищем и стационарной крышей.

Установочное значение давления срабатывания аварийных клапанов (АК) p_а должно находиться в пределах 1,2p < p_а <= 1,5p.

При проведении гидравлических испытаний резервуар следует испытывать на давление срабатывания в соответствии с паспортом АК.

Рекомендуется применение АК условным проходом не менее 500 мм и не более 1000 мм. Количество АК следует определять с учетом пропускной способности клапана, заявленной предприятием-изготовителем в соответствии с результатами заводских испытаний, оно должно зависеть от номинального объема резервуара согласно таблице Д.1.

 

Таблица Д.1

 

Минимальное количество АК для РВС

 

Объем резервуара, м3	Количество АК, шт.
	Патрубок DN 500, DN 600
До 5000 включ.	1
Св. 5000 до 50 000	2
Св. 50 000	4

 

Пропускная способность АК по избыточному давлению должна составлять не менее:

- 29 000 м³/ч для DN 500 и DN 600.

 

Д.8 Система инертирования

 

Для защиты от образования взрывопожароопасной паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара допускается заполнение пространства резервуара газовой смесью, не поддерживающей горение. Систему инертирования применяют в следующих случаях:

- хранимый продукт требует защиты от окисления;

- выполнение требований законодательства в области экологии и пожарной безопасности.

 

Д.9 Системы тушения пожара

 

Д.9.1 Резервуары должны быть оборудованы системами противопожарной защиты в соответствии с нормативными документами <1>, действующими на территории государства - участника Соглашения, принявшего настоящий стандарт.

--------------------------------

<1> В Российской Федерации действует СП 155.13130.2014 "Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности".

 

Д.9.2 Установки для пожаротушения подразделяют:

- по принципу подачи на тушение огнетушащих средств: установки поверхностного, подслойного, объемного и локального пожаротушения;

- по типу применяемого реагента для тушения пожара: установки пенного, углекислотного, газопорошкового пожаротушения; установки водяного и углекислотного охлаждения;

- по расположению: стационарные (автоматические и неавтоматические), полустационарные и передвижные установки.

Для ликвидации и локализации возможных пожаров в резервуарах и резервуарных парках следует предусматривать совместное использование установок пожаротушения и установок охлаждения резервуаров.

Д.9.3 Размещение оборудования стационарных установок пенного пожаротушения на конструкциях резервуара следует выполнять с учетом:

- расчетного состояния и возможных перемещений (деформаций) стенки и крыши резервуара при пожаре или взрыве и/или пожаре;

- возможных перемещений (деформаций) частей противопожарного оборудования;

- требований к расстояниям между сварными швами стенки и швами креплений постоянных конструктивных элементов, присоединяемых к стенке резервуара.

Кольцевые трубопроводы и стояки должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов к кронштейнам следует выполнять на хомутах и скобах.

Пеногенераторы и пенокамеры следует устанавливать:

а) для РВС и РВСП - в верхнем поясе стенки или на крыше (установка на крыше допускается только при устройстве дополнительной защиты от повреждений при взрыве или опасных факторов пожара);

б) для РВСПК - выше стенки;

в) для РВС ЗС, РВСП ЗС, РВСПК ЗС:

- для основного резервуара - в соответствии с перечислениями а), б);

- для защитного резервуара - в верхнем поясе защитной стенки или выше защитной стенки.

Д.9.4 Стационарные установки водяного охлаждения резервуаров состоят из верхнего горизонтального кольца орошения (перфорированного трубопровода или трубопровода с дренчерными оросителями), стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединенного с противопожарным водопроводом или с устройствами для подключения мобильных средств пожаротушения.

Требования к размещению оборудования стационарных установок водяного охлаждения резервуаров аналогичны требованиям для стационарных установок пенного пожаротушения.

Интенсивность (удельные интенсивности - на единицу охлаждаемой площади стенки или длины периметра охлаждаемого резервуара) подачи воды на охлаждение горящего резервуара и соседнего с горящим резервуара должна быть обоснована теплотехническим расчетом или принята по нормативным документам для проектирования резервуарных парков.

Д.9.5 Системы противопожарной защиты вертикальных резервуаров класса КС-3а и резервуаров для хранения нестабильного газового конденсата допускается применять после разработки технических условий на противопожарную защиту конкретного объекта, согласованных в установленном порядке.

 

Д.10 Молниезащита и защита от статического электричества

 

Д.10.1 Устройства молниезащиты резервуаров должны быть разработаны в составе проекта "Оборудование резервуара" согласно требованиям нормативных документов <1>, действующих на территории государства - участника Соглашения, принявшего настоящий стандарт. Уровень и надежность защиты устанавливают в пределах 0,9 - 0,99 в зависимости от типа резервуара, хранимого продукта и вместимости склада (категории склада) в соответствии с таблицей Д.2.

--------------------------------

<1> В Российской Федерации действует СО 153-34.21.122-2003 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций".

 

Таблица Д.2

 

Параметры молниезащиты резервуаров

 

Тип резервуара	Уровень защиты	Надежность защиты
Склад нефти и нефтепродуктов категории I
РВС для ЛВЖ	I	0,99
РВСП	I	0,99
РВСПК	I	0,99
РВС для ГЖ	II	0,95
Склад нефти и нефтепродуктов категории II
РВС для ЛВЖ	I	0,99
РВСП	II	0,95
РВСПК	II	0,95
РВС для ГЖ	III	0,90
Склад нефти и нефтепродуктов категории III
РВС для ЛВЖ	II	0,95
РВСП	II	0,95
РВС для ГЖ	III	0,90

 

Д.10.2 Защиту от прямых ударов молнии следует проводить отдельно стоящими (при уровне защиты I или II) или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами) - при уровне защиты III. Расчет молниеприемников выполняется исходя из требуемого уровня защиты.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготовляют из круглых стержней или труб поперечным сечением не менее 100 мм². Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) следует осуществлять сваркой.

Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят с применением цинконаполненных лакокрасочных материалов (по требованию заказчика). Вершина молниеприемника на длине около 1 м должна быть подвергнута горячему оцинкованию.

Д.10.3 Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям (не менее четырех), установленным на равных расстояниях друг от друга не более 20 м по периметру стенки. Присоединение резервуара к токоотводам и токоотводов к заземлителям следует выполнять сваркой. Допускается присоединение через медные или оцинкованные токоотводы с использованием латунных болтов, гаек и шайб. Импульсное сопротивление каждого соединения "стенка - токоотвод - заземлитель" должно быть не более 50 Ом (переходное сопротивление более 0,05 Ом).

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката сечением размерами не менее приведенных в таблице Д.3.

 

Таблица Д.3

 

Минимальные размеры стальных токоотводов и заземлителей

 

Материал	Профиль сечения	Диаметр, мм	Площадь поперечного сечения, мм2	Толщина стенки, мм
Сталь оцинкованная	Круглый:
	- для вертикальных заземлителей	12	-	-
	- для горизонтальных заземлителей	10	-	-
	Прямоугольный	-	75	3
	Трубный	25	-	2

 

Д.10.4 В проекте раздела "Молниезащита резервуара" должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условий налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефть и нефтепродукты следует заливать в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены меры электростатической безопасности).

Д.10.5 Защиту резервуаров от электростатической индукции и накопления статического электричества обеспечивают присоединением металлических корпусов, установленных на резервуарах аппаратов и трубопроводов, которые вводят в резервуар, к контуру заземления.

Д.10.6 На резервуарах с понтонами или плавающими крышами необходимо дополнительно устанавливать не менее двух гибких металлических перемычек между понтоном или плавающей крышей и корпусом резервуара.

 

Д.11 Конструкции для зачистки

 

Д.11.1 Конструкции для зачистки служат для удаления:

- остатков (придонного слоя) продукта;

- донного осадка (отложений), образовавшегося в период эксплуатации резервуара;

- подтоварной воды;

- атмосферной воды из межстенного пространства резервуаров с защитной стенкой.

Д.11.2 Патрубки зачистки с отводом

Патрубки зачистки с отводом служат для удаления из резервуара остатков продукта и подтоварной воды. Патрубки изготовляют условным проходом 100, 150, 200 и 250 мм. Конструкция патрубков должна соответствовать рисунку Д.1.

 

 

Рисунок Д.1 - Патрубки зачистки с отводом

 

Д.11.3 Круглые зумпфы зачистки

Круглые зумпфы зачистки служат для удаления из резервуара остатков продукта, подтоварной воды и донного осадка. Конструкция зумпфов должна соответствовать рисунку Д.2 и таблице Д.4. Необходимость установки, конструкцию и требуемое количество опор для трубы определяют при проектировании в зависимости от расстояния от зумпфа до стенки резервуара.

 

 

Рисунок Д.2 - Круглый зумпф зачистки

 

Таблица Д.4

 

Конструктивные параметры круглых зумпфов зачистки

 

Параметр	Условное обозначение	Значение параметра, мм, при условном проходе патрубка
		DN 50	DN 80	DN 100	DN 150
Диаметр трубы	DP	57	89	108	159
Толщина стенки трубы <*>	tP	5	5	5	6
Диаметр зумпфа	DZ	600	900	1200	1500
Глубина зумпфа	HZ	300	450	600	900
Толщина листов зумпфа <*>	tZ	8	10	10	12
<*> Без учета припуска на коррозию.

 

Д.11.4 Лотковый зумпф зачистки

Лотковый зумпф зачистки служит для удаления из резервуара донного осадка и для удаления атмосферных осадков из межстенного пространства резервуаров с защитной стенкой. Конструкция лоткового зумпфа зачистки должна соответствовать рисунку Д.3. Значения толщины конструктивных элементов определяются расчетом.

 

 

Рисунок Д.3 - Лотковый зумпф зачистки: а - конструктивное

решение лоткового зумпфа, б - фланец и крышка

 

Д.11.5 Придонные очистные люки

Придонные очистные люки служат для удаления из резервуара донного осадка и рекомендуют для применения в резервуарах для хранения нефти и вязких нефтепродуктов. Номинальный размер люка определяют высотой и шириной обечайки люка. Конструкция придонных очистных люков должна соответствовать рисунку Д.4 и таблицам Д.5 и Д.6.

 

 

Примечания

1 Поверхности, прилегающие к прокладке, обработать до Ra <= 12,5 мкм.

2 Усиливающий лист должен быть с контрольным отверстием М6 - М10.

3 Все кромки и углы внутренней поверхности скруглить радиусом не менее 3 мм.

4 Внутренние швы должны быть гладко зашлифованы.

5 Поворотное устройство не показано.

 

Рисунок Д.4 - Придонный очистной люк

 

Таблица Д.5

 

Конструктивные параметры придонных очистных люков

 

Параметры	Условное обозначение	Значение параметра, мм, для номинального размера люка
		600 x 600	600 x 900	900 x 1200
Высота обечайки	HN	600	600	900
Ширина обечайки	LN	600	900	1200
Радиус обечайки	RN	RN = 0,5LN
Высота вставки стенки	HSl	По высоте нижнего пояса стенки
Толщина вставки стенки	tSl	По расчету
Толщина усиливающего листа	tR	tR = tSl
Толщина обечайки	tN	tN = tSl
Ширина усиливающего листа	LR	1830	2270	2700
Высота усиливающего листа	HR	920	920	1380
Радиус скругления усиливающего листа	RR	740	740	1040
Толщина вставки днища	tBl	По расчету
Минимальная ширина вставки днища	BBl	tSl + tR + 250 мм
Толщина фланца	tF	По таблице 22
Толщина крышки	tC	По таблице 22
Диаметр болтов	dB	20 (36 шт.)	20 (44 шт.)	24 (46 шт.)

 

Таблица Д.6

 

Толщина фланца t_F и крышки t_C при номинальном размере

придонного очистного люка

 

Максимальный уровень налива продукта плотностью 1,0 т/м3, м	Толщина <*> фланца tF и крышки tC, мм
	Номинальный размер люка
	600 x 600	600 x 900	900 x 1200
6,0	10	14	16
9,0	12	16	19
12,0	14	18	22
15,0	15	20	24
18,0	16	22	26
21,0	17	23	27
24,0	18	24	28
<*> Без учета припуска на коррозию.

 

Д.12 Устройства специального назначения

 

Д.12.1 Для обеспечения безопасной эксплуатации на резервуарах следует устанавливать соответствующие контрольно-измерительные приборы и автоматические устройства для обеспечения безопасности (КИПиА - сигнализаторы максимального и минимального уровней нефти и нефтепродукта), уровнемеры, датчики температуры и давления, пожарные извещатели и прочее.

Д.12.2 КИПиА должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Д.12.3 Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта. Максимальный уровень продукта в РВС должен контролироваться минимум двумя сигнализаторами максимально допустимого (аварийного) уровня, передающими сигнал на отключение насосного оборудования и закрытие технологических (коренных) задвижек. В РВСП и РВСПК следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов максимально допустимого уровня положения понтона/плавающей крыши, работающих параллельно.

Д.12.4 Резервуары всех типов следует оснащать пробоотборниками, у которых выдача проб продукта осуществляется через устройства, расположенные в первом поясе стенки резервуара. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

Д.12.5 Для слива подтоварной воды резервуары следует оснащать сифонными кранами, которые рекомендуется устанавливать на расстоянии не более 2 м от усиливающей накладки люка-лаза в первом поясе стенки.

Д.12.6 Резервуары для хранения нефти следует оборудовать устройствами для предотвращения накопления осадка. Необходимость применения и выбор устройств определяют технологическими особенностями режимов хранения.

Д.12.7 Вязкие нефть и нефтепродукты следует хранить в резервуарах с теплоизоляционным покрытием оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества продукта и пожарную безопасность. Устройства подогрева должны проектировать и изготавливать в соответствии с техническими требованиями ГОСТ 34347.