ПРАВИЛА И ИНСТРУКЦИИ

ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ И ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ

ПРАВИЛА И ИНСТРУКЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ И ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ

1.23.    Трубопроводы в местах дорог, отведенных для прохода людей, должны быть заложены в землю или перекрыты мостиками шириной не менее 0,7 м. В случае возвышения трубопроводов над уровнем земли более чем на 0,5 м переходные мостики должны иметь прочные перила высотой не менее 1 м.

1.24.    С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды:

а)    подтоварные, образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе дыхания резервуаров;

б)    промывочные, образующиеся при промывке резервуаров;

в)    атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;

г)    расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.

Примечания. 1. Осадки, образующиеся в резервуарах в результате отложения тяжелых нефтепродуктов, смол, окислов и всевозможных примесей, насыщенных нефтепродуктами, в период зачистки размытые водой, паром или специальными моющими средствами, должны быть отведены в шламонакопители или на специальные площадки по самостоятельной системе трубопроводов

2.    Канализацию для отвода атмосферных вод с обвалованной территории резервуарных парков при годовом количестве осадков в районе размещения парка до 400 мм и годовом испарении их, равном количеству осадков или превышающем их, можно не устраивать.

3.    Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не разрешается.

Атмосферные воды, загрязненные нефтепродуктами, должны быть направлены в дождеприемные колодцы, подключаемые через выпуски с гидравлическими затворами к сети производственно-дождевой канализации.

Колодцы следует оборудовать запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки — закрытое.

1.25.    В строящихся резервуарных парках для хранения вязких нефтепродуктов, во избежание закупорки системы канализации при аварийных выбросах продукта, дождеприемные колодцы должны быть вынесены за обвалование.

1.26.    На выпусках из группы строящихся резервуаров или одного резервуара следует предусмотреть спе-

циальные колодцы с гидравлическими затворами, вынесенные за обвалование.

1.27.    В резервуарных парках этилированного бензина должна быть предусмотрена специальная производственно-дождевая канализация. Стоки от резервуаров, хранящих этилированный бензин, должны удалять по специальной канализации на очистку или собирать и вывозить в специально отведенные места.

Сточные воды выпускают в сеть производственнодождевой канализации только после того, как будет подтверждено анализом, что тетраэтилсвинец (ТЭС) в сточной воде отсутствует. Стоки от резервуаров, в которых хранится этилированный бензин, следует удалять по специальной канализации на очистку или собирать и вывозить в специально отведенные для этого места.

1.28.    Территория резервуарного парка в ночное время должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям СНиП II-A.9—71 (табл. 1).

Таблица 1

Нормы освещенности

Освещаемые рабочие поверхности, место производства работ Минимальная общая освещенность. лк Резервуарные парки ........... 5 Места измерений уровня и управления задвижка- 10 ми в резервуарном парке......... Лестницы, обслуживающие площадки..... 10 Места установки контрольно-измерительных при^ боров (переносными светильниками), комбини- 30 рованное освещение.......... Проезды: вспомогательные............ 0,5 главные................ 1—3

1.29. Внутри обвалования резервуаров разрешается установка электрооборудования, прокладка подземных кабельных электролиний напряжением до 380 В включительно (приложение 2).

Допускается прокладка электропроводов в стальных трубах и бронированных кабелей (без джутового покро-

ва) по наружным открытым эстакадам вместе с трубопроводами.

1.30.    Согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) резервуары со светлыми нефтепродуктами и сырой нефтью, температура вспышки паров которых 45° С (318 К) и ниже, по степени взрывоопасности относятся к взрывоопасным наружным установкам класса В-1г; резервуары с темными нефтепродуктами, температура вспышки паров которых выше 45°С (318 К), по степени пожароопасности относятся к наружным пожароопасным установкам класса П-Ш.

1.31.    В резервуарных парках, отнесенных к наружным установкам класса В-1г, при необходимости применения электрических аппаратов, приборов и других средств автоматизации следует по возможности выносить их за пределы взрывоопасной зоны, если это допустимо по условиям эксплуатации и не влечет за собой неоправданных затрат.

1.32.    Аппараты и приборы, стационарно устанавливаемые во взрывоопасных зонах резервуарных парков, должны в зависимости от класса наружной установки иметь исполнение, отвечающее требованиям п. VI1-3-43 ПУЭ. Причем взрывозащищенные приборы и аппараты по своему исполнению должны соответствовать категории и группе взрывоопасных смесей данной взрывоопасной установки. При необходимости применения искробезопасных приборов и аппаратов следует руководствоваться приложением 3.

Исполнение приборов и аппаратов должно отвечать также и другим условиям окружающей среды. В частности, во взрывоопасных наружных установках приборы и аппараты должны быть пригодны для работы на открытом воздухе.

Установка на резервуаре электроприборов для измерения уровня, температуры и других показателей должна осуществляться по специальным проектам.

1.33.    Территория резервуарного парка (в особенности площадки внутри обвалования) должна быть спланирована и своевременно очищена от мусора, сухой травы и листьев.

Места разлива нефтепродукта следует немедленно зачищать путем снятия слоя земли глубиной, превышающей на 1—2 см проникновение в грунт нефтепро-

дукта. Выбранный грунт должен быть удален в специально отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпана свежим грунтом или песком.

Категорически запрещается складирование горючих материалов на территории парка. В летнее время трава должна быть скошена и вывезена в сыром виде с территории резервуарного парка.

Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. В ночное время такие ямы или траншеи должны быть ограждены.

1.34.    В зимний период года необходимо:

а)    следить за снеговой нагрузкой на крышу резервуара и по мере необходимости снег удалять;

б)    своевременно расчищать от снега дорожки и пожарные проезды на территории резервуарного парка.

Правила приемки новых резервуаров в эксплуатацию

Поступающие на монтажную площадку с завода-из-готовителя стальные конструкции резервуаров должны быть покрыты грунтовкой, за исключением поверхностей, подлежащих монтажной сварке, и сварных швов, испытываемых после монтажа.

Окраска наружной поверхности резервуара осуществляется после окончания его испытаний.

1.35.    Приемку нового резервуара после монтажа в целом и отдельных конструктивных элементов его осуществляет специально выделенная комиссия из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика и представителя пожарной охраны.

1.36.    До начала испытаний организации, участвующие в строительстве, должны предъявить заказчику всю техническую документацию на резервуар и прочие документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов, сертификаты (паспорта), содержащие данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара, предусмотренного СНиП III-B.5-62*.

1.37.    Для резервуаров с плавающей крышей (понтоном) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора и акты испытаний герметичности плавающих крыш (понтонов) после их монтажа.

1.38.    Перед заливом резервуара водой для гидравлического испытания необходимо проверить горизонтальность наружного контура днища и геометрическую форму стенки резервуара. Нивелирование должно быть выполнено в абсолютных отметках. Отклонения не должны превышать величин, приведенных в табл. 2, 3, 4, 5.

1.39.    Перед гидравлическим испытанием резервуара с плавающей крышей или понтоном при положении крыши (понтона) на опорных стойках или кронштейнах до установки затвора необходимо дополнительно выполнить следующее:

а)    определить отклонения от вертикали направляющих стоек плавающей крыши или понтона;

б)    определить отклонение от вертикали наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона;

в)    определить отклонение от горизонтали верхней кромки наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона.

Указанные отклонения не должны превышать приведенных в табл. 2.

1.40.    Фактический периметр наружной стенки плавающей крыши или понтона должен быть измерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов.

1.41.    Отклонение от вертикали наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями.

1.42.    Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба плавающей крыши или понтона необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.

1.43.    Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до

Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров

Отклонение Допустимые отклонения, мм Примечание Днище Отклонение наружного контура днища от горизонтали ...... Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м2) Не более 150 См. табл. 3 СНнП Ш-В. 5-62* Стейка Отклонение внутреннего радиуса резервуара на уровне днища от проектного значения: при радиусе до 12 м включительно ±20 ВСН 311—73 при радиусе свыше 12 м . . . . ±30 ММСС СССР Отклонение высоты стенки от проектной: смонтированной из рулонной заготовки ........... смонтированной из отдельных листов ............ Отклонение образующих стенки от вертикали .......... Допустимые местные отклонения поверхности стенки от прямой . . . ±15 ±50 То же См. табл. 4 См. табл. 5 Плавающая крыша Отклонения верхней кромки наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона от горизонтали: соседних коробов ....... диаметрально противоположных . ±10 ±20 ВСН 311—73 ММСС СССР Отклонения направляющих стоек плавающей крыши или понтона от вертикали на всю высоту . . . 25 То же

Отклонение Допустимые отклонения, мм Примечание Отклонение зазоров между наружной стенкой коробов плавающей крыши или понтона и стенкой резервуара от проектных значений при монта- ±10 ВСН 311—73 жо на днищо........ ММСССССР Отклонение наружной стешш коробов плавающей крыши или понтона от вертикали на высоту стенки . ±10 То же Таблица 3

Допустимые отклонения наружного контура днища по высоте

Вместимость резервуара, м* Допустимые отклонения. мм Примечание при незаполненном резервуаре при заполненном резервуаре от горизоптсли до соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок диаметрально противоположных точек I от горизонтали до соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок любых других точек Менее 700 ±15 40 ±25 50 СНиП Ш-В. 700-1С00 ±23 G0 ±37 75 5-S-62* 2000-20 000 ±30 80 ±50 100

Примечание. При превышении допускаемых отклонений d соответствующих местах под днище необходимо подбить грунт.

верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

1.44. Измерения зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона (кольца жесткости у синтетических понтонов) и стенкой резервуара должны быть выполнены в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50—100 мм) против каждого вертикального шва стенки и при необходимости — между швами линейкой с миллиметровыми делениями.

Допустимые отклонения образующих стенки резервуара

от вертикали

	Пояс
Тип резервуара	I	11	ш	IV	V	VI	VII	VIII
	Допустимые отклонения (±), мм
С понтонами или плавающими крышами .	10	20	30	40	45	50	55	60
Другие типы ....	15	30	40	50	со	70	80	90

Примечания. 1. Измерения необходимо проводить для каждого пояса на расстоянии 50 мм от верхнего поясного шва. Высота пояса — 1500 мм.

2.    Проверку образующих стенки резервуара необходимо выполнять по его окружности с промежутком не менее чем через 6 м.

3.    В восьмом поясе резервуара с понтоном или плавающей крышей для 20% образующих допускаются отклонения ±90 мм; для резервуаров других конструкций ±120 мм.

Для остальных поясов допустимое отклонение определяют интерполяцией.

4.    Для поясов выше восьмого (у резервуаров высотой более 12 м) допустимые отклонения от вертикали следует принимать, как для восьмого пояса.

5.    При определении отклонений необходимо учитывать тслескопнчность стенок резервуаров, смонтированных полистовым способом.

Допустимые местные отклонения поверхности стенки от прямой

Таблица 5

Расстояние от ннжнего до верхнего края выпучииы или вмягпны. мм Допустимое отклонение. мм Примечание До 1500 включительно 15 СНиП Ш-В. 1500-3000 30 5-62* 3000-4500 45

1.45.    Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки.

1.46.    В резервуарах вместимостью 1000 м³ и более на одном листе стенки при площади листа не менее 7 м² не должно быть больше четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (вне листа с приемо-раздаточ-

2-723

ными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром не более 100 мм в резервуарах до 700 м³ (включительно); оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением предшествующего пункта настоящих Правил.

1.47.    При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов — не менее 500 мм.

1.48.    Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара.

Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.

1.49.    При полистовой сборке резервуаров вместимостью 2000 м³ и более обязателен контроль вертикальных швов стенки резервуара рентгено- или гамма-просвечиванием, магнитографическим или другими физическими методами.

Контролю просвечиванием должны быть подвержены все вертикальные стыковые соединения первого пояса и 50% стыковых соединений второго и третьего поясов резервуаров на участках длиной по 200—250 мм, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными, а также все стыковые соединения окраек днища в местах примыкания стенки к днищу.

Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

При применении ультразвукового или магнитографического метода с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест необходимо контролю подвергать все вертикальные швы.

Просвечивание или магнитографический контроль необходимо осуществлять до залива резервуара водой.

При сборке резервуара из рулонной заготовки контролю на герметичность сварных соединений подлежат:

а)    все стыковые и нахлесточные соединения, сваренные сплошным швом с внешней стороны и прерывистым с внутренней стороны;

б)    нахлесточные вертикальные соединения, сваренные с двух сторон сплошными швами;

в) кольцевой тавровый шов, соединяющий стенку резервуара с днищем.

При приемке днищ, смонтированных из рулона, проверяют плотность 100% монтажных и заводских сварных швов вакуум методом.

1.50.    Сварные швы по внешнему виду должны удовлетворять следующим требованиям:

а)    иметь гладкую или мелкочешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и прерывов) и плавный переход к основному металлу;

б)    наплавденный металл должен быть плотным по всей длине шва, не иметь трещин, скоплений и цепочек поверхностных пор (отдельно расположенные поверхностные поры допускаются);

в)    все кратеры должны быть заварены;

г)    размеры швов должны соответствовать стандартам, и их необходимо проверять шаблоном;

д)    смещение свариваемых кромок относительно друг друга в стыковых соединениях должно быть не более 1 мм для листов толщиной 4—10 мм и не более 0,1s для листов толщиной более 10 мм, где s — толщина свариваемых листов.

Примечание. Допускаются подрезы основного металла глубиной нс более 0,5 мм при толщине стали до 10 мм и не более 1 мм при толщине стали выше 10 мм; усиление сварного шва при толщине листа до 8 мм — не более 3 мм; до 26 мм — не более 4 мм.

1.51.    Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты должны быть устранены до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность.

Дефекты сварных соединений должны быть устранены посредством вырубки или выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой. Подчеканка сварных соединений не допускается.

1.52.    При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить также:

а) нет ли зазора (щели) между затвором и стенкой резервуара;

б) нет ли непровара и разрывов ковра; непровары и разрывы не допускаются;

в)    крепление поплавков;

г)    крепление заземления;

19

д)    крепление секций затвора и кольца жесткости между собой;

е)    работоспособность конструкции затвора;

ж)    соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;

з)    работоспособность дренажных устройств; дренажное устройство считается работоспособным, если его поплавки относительно корпуса имеют свободное вертикальное перемещение;

и)    работоспособность уровнемера (УДУ); уровнемер считается работоспособным, если поплавок уровнемера свободно размещается и передвигается по направляющим струнам, а лента прибора свободно перемещается.

Техническая документация на резервуары

1.53.    Комплект технической документации на резервуар должен включать:

а)    документацию на изготовление и монтаж резервуара;

б)    эксплуатационную документацию;

в)    ремонтную документацию.

Документация на изготовление и монтаж резервуара

1.54.    На законченный строительством и монтажом резервуар должна быть следующая техническая документация:

а)    проектно-сметная документация на резервуар и понтон;

б)    паспорт резервуара¹ (приложение 4, форма 14);

в)    заводские сертификаты на изготовление стальных конструкций (приложение 4, форма 1);

г)    документы (сертификат и прочие), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже (приложение 4);

д)    заключение по качеству сварных соединений стенки физическим методом контроля со схемами расположения мест контроля;

УТВЕРЖДЕНЫ Главнефтеснабом РСФСР 20 ноября 1975 г.

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ И РУКОВОДСТВО ПО ИХ РЕМОНТУ

Настоящие «Правила эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководство по их ремонту» составлены взамен «Правил технической эксплуатации металлических резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Главнефтеснабом РСФСР 15 мая 1970 г.

Настоящее издание переработано и дополнено в соответствии с новыми Строительными нормами и правилами, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Главнефтеснаба РСФСР, Правилами по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций и другими нормативными документами.

В настоящие Правила введены новые разделы. Уточнены материалы, применяемые для ремонтов резервуаров, техническая документация, а также положения, касающиеся молниезащиты и применения приборов контроля и автоматики.

«Правила эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководство по их ремонту» распространяются на металлические цилиндрические резервуары нефтебаз, автозаправочных станций, перекачивающих станций трубопроводов Главнефтеснаба РСФСР.

Соблюдение настоящих Правил обеспечит безопасную и бесперебойную работу и увеличение срока службы резервуаров и их оборудования, снижение потерь, сохранение качества хранимых в резервуарах нефтепродуктов.

Первая часть настоящих Правил составлена сотрудниками Центральной научно-исследовательской лаборатории (ЦНИЛ) Главнефтеснаба РСФСР (В. М. Качалин, Г. К- Лебедев, Е. Л. Ржавский, Н. В. Соколова); вторая часть — сотрудниками Всесоюзного научно-исследовательского института по монтажным и специальным строительным работам (ВНИИМонтажспсцстрой) Минмон-тажспецстроя (10. К. Ищенко, Б. В. Поповский, Г. С. Чо-лоян).

Часть I

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГЛАВНЕФТЕСНАБА РСФСР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Краткие сведения о резервуарах

1.1. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов *, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции — в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), от формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные формы), от вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные).

Вертикальные стальные резервуары в зависимости от их конструкции подразделяют по внутреннему давлению:

а)    резервуары без давления (с понтоном, плавающей крышей и др.);

б)    резервуары низкого давления (до 200 мм вод. ст. и вакуум до 25 мм вод. ст.);

в)    резервуары повышенного давления (до 7000 мм вод. ст. и вакуум от 25 до 100 мм вод. ст.).

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 4000 мм вод. ст.

Резервуары вертикальные сварные (РВС) имеют формы покрытий: конические, сферические и сфероидальные, клепаные (РВК)—конические. Стенки РВС имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык (вертикальные) и внахлестку (горизонтальные), а РВК — внахлестку или встык с накладками.

Резервуары горизонтальные сварные (РГС) и клепаные (РГК) имеют плоские, конические, сферические и цилиндрические днища.

¹ В дальнейшем для краткости при упоминании о нефтепродукте подразумевать и нефть.

Листы стенок РГС соединены встык или частично встык и внахлестку, РГК — внахлестку.

По вместимости резервуары РВС бывают от 100 до 30 000 м³; РВК — от 100 до 10 000 м³; резервуары РГС и РГК— от 3 до 100 м³.

Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60°С в зимнее время и до плюс 50° С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.2.    Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен быть обоснован техникоэкономическими расчетами в зависимости от климатических условий, эксплуатации и характеристики нефтепродуктов, а также с учетом максимального снижения потерь.

1.3.    Для хранения нефтепродуктов с температурой вспышки паров 28° С (301 К) и ниже независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять: резервуары вертикальные с плавающими крышами и (при соответствующем обосновании)—с понтонами; резервуары горизонтальные цилиндрические и другие резервуары, конструкции или оборудование которых сокращают или не допускают потери нефтепродуктов от испарения.

1.4.    Понтоны могут быть применены с целью сокращения потерь паров нефтепродуктов как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах со щитовой кровлей и расчетным давлением в паровоздушном пространстве до 200 мм вод. ст.

1.5.    Стальные резервуары для хранения нефтепродуктов должны соответствовать типовым проектам (приложение 1). В отдельных случаях по согласованию с Госстроем СССР допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам, не перечисленным в приложении 1.

1.6.    Каждый действующий резервуар должен быть постоянно оснащен полным комплектом соответствующего оборудования, предусмотренного проектом.

1.7.    Каждый наземный резервуар, используемый для хранения нефтепродуктов, должен иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе и значащийся в технологической схеме резервуарного парка; номер за-

глубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.

1.8. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточному давлению и вакууму.

1.9 Для контроля давления в резервуаре на крышке светового люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

1.10.    Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефтепродукты с температурой выше 0°С (273 К), следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

1.11.    Не допускается установка дыхательных клапанов горизонтальных резервуаров на вертикальные и наоборот.

1.12.    Запорная арматура (задвижки), устанавливаемая на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45° С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды, должна быть стальной.

При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С (318 К) допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже минус 30° С (303 К) и рабочее давление в трубопроводе не выше 16 кгс/см² (/?_у=25 кгс/см²).

1.13 Основание резервуара должно быть защищено от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен беспрепятственный отвод вод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к очистным канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой поды по контуру резервуара.

1.14. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос должен быть покрыт сборными или монолитными бетонными плитами; по периметру откоса должен быть бетонный лоток, соединенный с канализацией.

Требования к территории резервуарного парка

1.15.    Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП П-П.З—70 «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования» и «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий» (СН 245—71).

1.16.    Расстояния между стенками вновь строящихся наземных вертикальных цилиндрических резервуаров под нефтепродукты, располагаемых в одной группе, должны быть: для резервуаров с плавающей крышей — 0,5 диаметра, но не более 20 м; для резервуаров с понтоном — 0,65 диаметра, но не более 30 м; для резервуаров со стационарной крышей — 0,75 диаметра, но не более 30 м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и 0,5 диаметра, но'не более 20 м при хранении горючих жидкостей (ГЖ).

1.17.    Расстояния между стенками горизонтальных цилиндрических резервуаров должны быть 0,75 диаметра, но не более 30 м при хранении ЛВЖ и 0,5 диаметра, но не более 20 м — при хранении ГЖ.

Примечание. Между резервуарами разных конструкций и размеров следует принимать наибольшее расстояние, указанное в п. 1.16, 1.17.

1.18.    Резервуары вместимостью до 200 м³ (включительно) для нефтепродуктов допускается располагать на одном фундаменте в блоках общей вместимостью до 4000 м³, при этом расстояние между стенками резервуаров в блоке не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних блоков вместимостью 4000 м³ следует принимать 15 м.

1.19.    Каждая группа наземных резервуаров или отдельно стоящий резервуар должны быть ограждены сплошным земляным валом или стеной, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.

Высота внешнего ограждения резервуара (группы резервуаров) должна быть на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1,5 м; ширина земляного вала поверху — 0,5 м. Объем, образуе-

мый между откосами обвалования или ограждающими стенами, должен быть равным:

для отдельно стоящих резервуаров — полной вместимости резервуара;

для группы резервуаров — вместимости большего резервуара.

Расстояние от стенок резервуара до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен должно быть не менее 6 м.

Примечание. В пределах одной группы каждый резервуар вместимостью 20 ООО м³ и более, а также несколько резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м³ следует разделять внутренним земляным валом или стенами высотой 1,3 м.

1.20.    При расположении резервуарных парков или отдельно стоящих резервуаров на. площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметками населенных пунктов, промышленных предприятий и железнодорожных путей, расположенных в радиусе 2'00м от парка, должно быть сооружено дополнительное обвалование или ограждение в виде стены от проникновения нефтепродуктов за обвалование в случае аварии.

1.21.    Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности; для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтах необходимо устраивать переезды через обвалование путем подсыпки грунта.

Устройство проездов через обвалование резервуарных парков для механизированных передвижных средств пожаротушения должно быть решено руководством предприятия (нефтебазы) по согласованию с местными органами Госпожнадзора СССР.

1.22.    В случае нарушения обвалования в связи с работами по прокладке или ремонту коммуникаций по окончании этих работ оно должно быть немедленно восстановлено.

Внутри обвалования резервуарного парка размещение задвижек не допускается, кроме запорных задвижек, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Колодцы и камеры управления с задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

1

Паспорт резервуара завод-изготовитель передает заказчику вместе с заготовками резервуара. Паспорт должен храниться на эксплуатирующем резервуар предприятии.