Инструкция По Эксплуатации И Монтажу Резервуаров

Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для хранения Приемка резервуаров в эксплуатацию после монтажа и ремонта.

Указания (требования) по размещению резервуаров, по монтажу, вводу в Инструкция по монтажу и руководство по эксплуатации распространяются.

Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для ПТЭ Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях. Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов. Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров. ┌─────────────┬──────┬───────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ ТУ, ГОСТ │Марка │ Содержание элементов, % │ │ │стали ├──────┬──────┬────────┬─────┬─────┬────────┬────┬────┬────┬────┤ │ │ │ C │ Mn │ Si │ S │ P │ Cr │ N │ Cu │ V │ N │ ├─────────────┼──────┼──────┼──────┼────────┼─────┼─────┼────────┼────┼────┼────┼────┤ │ТУ 14-2-75-72│СТ3сп │0,2 │0,4 - │0,12 - │0,045│0,04 │Не более│0,3 │- │- │- │ │ │ │ │0,7 │0,25 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 380-71 │ВСТ2кп│0,09 -│0,25 -│Не более│0,05 │0,04 │0,3 │0,3 │0,3 │- │- │ │ │ │0,15 │0,5 │0,07 │ │ │ │ │ │ │ │ │ГОСТ 380-71 │ВСТ3кп│0,14 -│0,3 - │Не более│0,05 │0,04 │0,3 │0,3 │0,3 │- │- │ │ │ │0,22 │0,6 │0,07 │ │ │ │ │ │ │ │ │ГОСТ 380-71 │ВСТ3пс│0,14 -│0,4 - │0,05 - │0,05 │0,04 │0,3 │0,3 │0,3 │- │- │ │ │ │0,22 │0,65 │0,17 │ │ │ │ │ │ │ │ │ГОСТ 380-71 │ВСТ3сп│0,14 -│0,4 - │0,12 - │0,05 │0,04 │0,3 │0,3 │0,3 │- │- │ │ │ │0,22 │0,15 │0,3 │ │ │ │ │ │ │ │ │ГОСТ 23570-79│18сп │0,14 -│0,5 - │0,15 - │0,45 │0,04 │Не более│0,3 │- │- │- │ │ │ │0,22 │0,8 │0,3 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 1050-74 │20пс │0,17 -│0,35 -│0,05 - │0,04 │0,04 │Не более│0,25│- │- │- │ │ │ │0,24 │0,65 │0,17 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 1050-74 │20кп │0,17 -│0,25 -│Не более│0,04 │0,04 │Не более│- │- │- │- │ │ │ │0,24 │0,5 │0,07 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 19282-73│09Г2С │0,12 │1,3 - │0,5 - │0,04 │0,035│Не более│0,3 │- │- │- │ │ │ │ │1,7 │0,8 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 19282-73│09Г2 │0,12 │1,4 - │0,17 - │0,04 │0,035│Не более│- │- │0,07│0,12│ │ │ │ │1,8 │0,37 │ │ │0,3 │ │ │ │ │ │ГОСТ 19282-73│16Г2АФ│0,14 -│1,3 - │0,2 - │0,04 │0,035│0,04 │0,3 │0,15│0,3 │- │ │ │ │0,2 │1,7 │0,6 │ │ │ │ │ │ │ │ 1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических углеводородов 40% и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности. 1.3. Защита металлоконструкций от коррозии 1.3.1. Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям. 1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии. Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями. 1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности. 1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенным в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (Прил. 3). 1.4. Оборудование резервуаров 1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения: дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители; приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде); хлопушки; противопожарное оборудование; оборудование для подогрева; приемораздаточные патрубки; зачистной патрубок; вентиляционные патрубки; люки-лазы; люк световой; люк замерный. Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов. 1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т.д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, Прил. 1, п. п. 7, 8). 1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150-69 (часть II, Прил. 1, п. 7). 1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (Прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, Прил. 1, п. п. 7, 8). 1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов. 1.4.6. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами. 1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные. 1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н. Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана. Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1. Таблица 1.4.1 └─────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────┴────────────┘ 1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. п. 34, 38). 1.4.10. Патрубки приемораздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, Прил. 1, п. п. 10, 11). 1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность. 1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и другие. 1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С. 1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте. 1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки. 1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения. 1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 - 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока). 1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован. 1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (Прил. 1, п. п. 53, 39). 1.5. Автоматика и КИП 1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики: местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре; сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре; сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре; местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемораздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости; пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей; сниженным пробоотборником; сигнализатором верхнего положения понтона; датчиком утечек. 1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и другие сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами. 1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным 4 давлениями до 58,8 х 10 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95% при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги. 1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня; сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня; сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемораздаточного патрубка; сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты; ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1", служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство. Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100 - 400 куб. м. Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным. 1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания. 1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. 1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды. На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода - нефть (нефтепродукт). 1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы. 1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, Прил. 1, п. 16). 1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, Прил. 1, п. 34). 1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов; диапазона измеряемого параметра; внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.); конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр). 1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей. 1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию 1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях: конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта; металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов); монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта. Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций - разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия. Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта. 1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов. 1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе: сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; 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 резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, Прил. 1, п. 33). 1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т.д. 1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента; геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.). Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных в соответствии со СНиП III-18-75 не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4. Таблица 1.6.1 ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПРИ МОНТАЖЕ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРОВ ┌───────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────┐ │ Наименование отклонений │Допустимое отклонение│ ├───────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────┤ │ Днище │ │ │ │ │ │Отклонение наружного контура днища от горизонтали │См. табл. 1.6.2 │ │Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного │Не более │ │хлопуна - 2 кв. м) │150 мм │ │ │ │ │ Стенка │ │ │ │ │ │Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на │ │ │уровне днища от проектной при радиусе: │ │ │ до 12 м включительно │+/- 20 мм │ │ свыше 12 м │+/- 30 мм │ │Отклонение высоты стенки от проектной, смонтирован-│ │ │ной: │ │ │ из рулонной заготовки │+/- 15 мм │ │ из отдельных листов │+/- 50 мм │ │Отклонения образующих стенки от вертикали │См. табл. 1.6.3 │ │Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль │См. табл. 1.6.4 │ │образующей │ │ │ │ │ │ Понтон и плавающая крыша │ │ │ │ │ │Отклонение наружного контура понтона или плавающей │+/- 20 мм │ │крыши от горизонтали │ │ │Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши│25 мм │ │от вертикали │ │ │Отклонение наружного кольцевого листа понтона или │+/- 10 мм │ │плавающей крыши от вертикали на высоту листа │ │ │ │ │ │ Кровля │ │ │ │ │ │Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в │+/- 0,02 │ │центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом│ │ │строительного подъема) │ │ │Разность отметок смежных узлов радиальных балок и │10 мм │ │ферм │ │ ┌─────────────┬──────────────────────────────┬────────────────────────────┐ │ Вместимость │ При незаполненном резервуаре │ При заполненном резервуаре │ │ резервуара, ├────────────────┬─────────────┼──────────────┬─────────────┤ │ куб. м │разность отметок│ разность │разность отме-│ разность │ │ │ соседних точек │отметок любых│ток соседних │отметок любых│ │ │ на расстоянии │других точек │точек на рас- │других точек │ │ │ 6 м │ │стоянии 6 м │ │ ├─────────────┼────────────────┼─────────────┼──────────────┼─────────────┤ │Менее 700 │10 │25 │20 │40 │ │700 - 1000 │15 │40 │30 │60 │ │2000 - 5000 │20 │50 │40 │80 │ │10000 - 20000│10 │50 │30 │80 │ │30000 - 50000│15 │50 │30 │80 │ Примечания: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва. 2. Проверка отклонений проводится не реже чем через 6 м по окружности резервуара. 3. Для 20% образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения +/- 90 мм, а для резервуаров других конструкций +/- 120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции. 4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом. 5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции. Таблица 1.6.4 ДОПУСТИМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ВЫПУЧИН ИЛИ ВМЯТИН НА ПОВЕРХНОСТИ СТЕНКИ ВДОЛЬ ОБРАЗУЮЩЕЙ, +/- ММ └───────────────────────────────────┴────────────────────────────┘ 1.6.6. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть измерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов. 1.6.7. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши 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. Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках. Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба. 1.6.8. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенки резервуара следует измерять в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 - 100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а при необходимости - между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными. 1.6.9. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемораздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений. 1.6.10. В резервуарах вместимостью 1000 куб. м и более на одном листе стенки при площади не менее 7 кв. м не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемораздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 куб. м (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил. 1.6.11. 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. 1.6.12. 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. 1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающими излучениями применяют: в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100% пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50% пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке - вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20000 куб. м; в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I и низа III поясов и 50% соединений поясов II, III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными; для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм. Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов. 1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям: иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов; глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм; все кратеры должны быть заварены. 1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 14771-76 (Прил. 1, п. п. 12, 13, 14). 1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются); состояние коробов, поплавков и др.; наличие крепления заземления; крепление секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровнемера, пробоотборника. 1.7. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность 1.7.1. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта. 1.7.2. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение). 1.7.3. При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего: усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца; организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей; обеспечить освещение верхней бровки обвалования; на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину; установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара. 1.7.4. Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж. На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием. Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой должны находиться вне опасной зоны. 1.7.5. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом. 1.7.6. Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях. 1.7.7. При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний. 1.7.8. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, Указаниях по изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81, а также рекомендациями организаций - разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей. 1.7.9. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 мин. 1.7.10. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня: на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV; до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше. 1.7.11. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара. 1.7.12. Герметичность кровли вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м, закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой, создавая избыточное давление на 10% выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи воды, но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором. Примечание. Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором. 1.7.13. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и "захлебываний". 1.7.14. Резервуары вместимостью до 20000 куб. м, залитые водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч, а резервуары вместимостью свыше 20000 куб. м - не менее 72 ч. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь, и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность. 1.7.15. Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвергаться испытаниям на 1,25 рабочего давления. Допускаются пневматические испытания на давление, не превышающее рабочее (СНиП II-91-77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования). 1.8. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации 1.8.1. Надежность резервуаров - свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т.д.). 1.8.2. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП III-18-75 (часть II, Прил. 1, п. 33) и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров РД (Прил. 1, п. 40). 1.8.3. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84 (СТ СЭВ 4492-84) (часть II, Прил. 1, п. 15). 1.8.4. Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются: работоспособность резервуара - состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов; безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости); долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы; ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность. 1.8.5. Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров, являются: качественное сооружение оснований и фундаментов; качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка; соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов; контроль качества строительных и монтажных работ; соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов; строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда. 1.8.6. Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др. 1.9. Требования к территории резервуарного парка 1.9.1. Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79 и Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.9.2. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны размещаться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и др.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, предприятий или на пути железных дорог общей сети. Указанные мероприятия должны также предусматриваться при размещении резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов на расстоянии до 200 м от уреза воды (при максимальном уровне). 1.9.3. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. 38). 1.9.4. При строительстве и реконструкции резервуарных парков размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды должны быть стальными. При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже 30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1,6 МПа. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством нефтебазы с местными органами Госпожнадзора МВД СССР. 1.9.5. С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды: подтоварные (кроме резервуарных парков нефтепродуктов, поступающих по магистральным нефтепроводам), образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов в процессе отстоя, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации; атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега; расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров. С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев. Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов, следует отводить по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой. Состав сооружений для очистки этих вод и устройство производственно-дождевой канализации должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79. 1.9.6. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебаз. 1.9.7. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые колодцы, устанавливаемые на территории резервуарного парка, следует оборудовать запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки - "закрытое". Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарных парках, должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой обвязки очистных сооружений. 1.9.8. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую прочистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслуживание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЭС (часть II, Прил. 1, п. 52). 1.9.9. На территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона. 1.9.10. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям СНиП II-4-79, ПУЭ (часть II, Прил. 1, п. п. 37, 57). Минимальная общая освещенность, лк ┌──────────────┬────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┐ │Вид хранимого │ Срок │ Полное обследование │Частичное обследование│ │нефтепродукта │эксплуатации│ с выводом из │ без вывода из │ │ │ резервуара │ эксплуатации │ эксплуатации │ ├──────────────┼────────────┼──────────────────────┼──────────────────────┤ │Нефть товарная│Более 25 лет│Через 3 года │Через год │ │ │Менее 25 лет│-"- 5 лет │-"- 2,5 года │ │Бензин │Более 25 лет│-"- 3 года │-"- 1 год │ │ │Менее 25 лет│-"- 5 лет │-"- 2,5 года │ │Дизельное │Более 25 лет│-"- 4 года │-"- 2 года │ │топливо │ │ │ │ │Керосин │Менее 25 лет│-"- 7 лет │-"- 3 года │ └──────────────┴────────────┴──────────────────────┴──────────────────────┘ 2.1.19. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специальные бригады, подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии оборудования и специалистов территориальные управления и Госкомнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами. 2.1.20. На основании результатов обследования составляется годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов. 2.1.21. Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой. 2.1.22. Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация. 2.1.23. Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в два года. 2.1.24. Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия. 2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков 2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, Прил. 1, п. 39). 2.2.2. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла. 2.2.3. На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах. 2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов - периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода. Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных. 2.2.5. При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепежные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенсаторов, подвесок, арматуры, правильность работы дренажных устройств; осмотреть внутреннюю поверхность участка трубопровода, освобожденного от отложений (разобрать или вырезать указанный участок), установить наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры. 2.2.6. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года. 2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы. 2.2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно. 2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы. 2.2.10. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть: для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа - 1,5 р , но не менее 0,2 МПа; раб для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа - 1,25 р , но не менее р + 0,3 МПа. раб раб Для газоотводных и дыхательных трубок, оборудованных колпаками или "гусаками", в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом трубок, ограниченное цилиндрической поверхностью со следующими 5 размерами: при избыточном давлении внутри установки менее 0,5 х 10 Па для газов тяжелее воздуха, Н = 1 м, R = 2 м; при избыточном давлении внутри 5 5 установки от 0,5 х 10 до 2,5 х 10 Па для газов тяжелее воздуха и до 5 2,5 х 10 Па для газов легче воздуха, Н = 2,5 м, R = 5 м. Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-1 г дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м. 4.3.6. Для резервуаров, указанных в п. п. 3 и 4, заземлители от прямых ударов молнии должны иметь импульсные сопротивления не более 50 Ом на каждый токоотвод. Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух. 4.3.7. Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25 - 30 м в виде металлических перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами, кабелями в металлическом корпусе и другими протяженными металлическими конструкциями, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее. Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или других протяженных конструкций не требуется. 4.3.8. Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные коммуникации необходимо при вводе последних в резервуар присоединять их к любому из заземлителей. 4.3.9. Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциалов через внешние трубопроводы, проложенные на опорах, необходимо: а) на вводе в резервуар трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резервуаров II категории, не более 20 Ом для резервуаров III категории; б) на ближайшей к резервуару опоре трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуаров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории; в) вдоль трассы эстакады через каждые 250 - 300 м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С (334 К) и ниже присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом. 4.3.10. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 кв. мм. 4.3.11. Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 кв. мм и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 кв. мм (диаметром около 7 мм). Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят. Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным, в исключительных случаях (при невозможности сварки) допускается соединение на болтах. 4.3.12. Токоотводы следует выполнять из стали размерами не менее указанных ниже: 4.4.6. Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим 9 сопротивлением не более 10 Ом х м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с. Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением 9 более 10 Ом х м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно. Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке 9 жидкости, имеющей удельное объемное электрическое сопротивление более 10 Ом х м, при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью, превосходящей безопасную, следует применять специальные устройства для отвода зарядов. Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанавливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в заполняемый резервуар так, чтобы при максимальной из используемых скоростей транспортирования время движения продукта по загрузочному патрубку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0,1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости. Если это условие конструктивно не может быть исполнено, то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда должен быть обеспечен внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на поверхность имеющейся в резервуаре жидкости. Примечания. В качестве устройств для отвода заряда из жидкого продукта могут использоваться нейтрализаторы со струнами, правила выбора, конструирования, монтажа и эксплуатации которых изложены в РТМ 6.28-008-78. Устройства отвода заряда из потока жидкости с протяженными разрядными электродами (нейтрализаторы со струнами). В качестве устройств для отвода заряда внутри заполняемого резервуара могут применяться клетки из заземленной металлической сетки, охватывающие некоторый объем у конца загрузочного патрубка таким образом, чтобы заряженный поток из патрубка поступал внутрь клетки. При этом объем клетки должен быть не менее V = Q тау / 3600, где V - объем клетки, куб. м; Q - скорость перекачки нефтепродукта, куб. м/ч; тау - постоянная времени релаксации заряда в нефтепродукте, с. 4.4.7. Данные по электрическим параметрам светлых нефтепродуктов и номограммы по определению допустимых скоростей перекачки приведены в Рекомендациях по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны, утвержденных 12.11.85 Госкомнефтепродуктом РСФСР. 4.4.8. Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка. При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом требований п. 4.4.6. 4.4.9. Для предотвращения опасности возникновения искровых разрядов на поверхности нефтепродуктов не должно быть незаземленных электропроводящих плавающих предметов. 4.4.10. Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 кв. мм, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках. 4.4.11. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту. 4.4.12. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 мин. после прекращения движения нефтепродукта. Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен. Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика. Работники, отбирающие пробы, должны иметь обувь с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронопроводящей резины. Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей, кроме нательного белья, запрещается. 4.4.13. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования. Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества нефтебазы (Прил. 17). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью. 4.4.14. Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования. Приложение 1 (к п. 1.1.9) ПЕРЕЧЕНЬ ПРОЕКТОВ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ┌───────────────┬──────────────────┬───────┬─────┬───────────────┐ │ Поверхность │Марка модификатора│ Марка │Число│ Срок службы │ │ │ ржавчины │ эмали │слоев│покрытия, годы,│ │ │ │ │ │ не менее │ ├───────────────┼──────────────────┼───────┼─────┼───────────────┤ │Опескоструенная│- │ХС-717 │4 │12 │ │Ржавая │П-1Т-Ц или ПРЛ-2 │ХС-717 │4 │5 │ │ │или Э-ВА-01 ГИСИ │ │ │ │ │Опескоструенная│- │ХС-5132│4 │5 │ │Ржавая │П-1Т-Ц │ХС-5132│4 │5 │ │Ржавая │П-1Т-Ф или П-1Т-Ц │ХС-973 │3 │5 │ │Ржавая │П-1Т-Ц │ХС-775 │3 │5 │ │Ржавая │- │ХС-928 │3 │5 │ ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ ЖУРНАЛА 1. Ведение журнала обязательно при выполнении работ по нанесению покрытий. На каждый резервуар заполняются отдельные формы N 1 и N 2. 2. Запись в журнале производится ежедневно, за каждую рабочую смену, за каждый вид работы, записи закрепляются подписью мастера. 3. Производитель работ ежедневно проверяет правильность заполнения журнала. 4. Запись в журнале производится чернилами четко и аккуратно. 5. В графе 5 указывается температура воздуха, окружающего резервуар, на расстоянии не более 1 м от него. 6. В графах 7 и 8 указываются номера паспорта или анализа от каждой партии материала, применяемого при выполнении работ. 7. Ответственность за ведение журнала несет производитель работ. 8. Помарки и исправления в журнале не допускаются, при их наличии они должны быть оговорены ответственными представителями принимающей организации и производителем работ. 9. В журнале должны быть отражены все работы, выполненные по нанесению покрытий на поверхность резервуара. Приложение 3.3 (к п. 10) ПАСПОРТ НА ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СО СВЕТЛЫМИ НЕФТЕПРОДУКТАМИ Номер и тип резервуара ____________________________________________________ Под какой продукт предназначен резервуар __________________________________ Какие имелись дефекты: отпотины ___________________________________________ выпуклости _________________________________________ неровности _________________________________________ перекосы и др. _____________________________________ Какого состава и по какой схеме было нанесено покрытие ____________________ ___________________________________________________________________________ Каким способом производилось нанесение покрытия ___________________________ Количество израсходованных материалов _____________________________________ Вид и цвет покрытия по визуальному наблюдению _____________________________ ___________________________________________________________________________ (гладкая, шероховатая, матовая, глянцевая и т.п.) Толщина покрытия на швах, стенках, крыше резервуара по показаниям толщиномера МТ-ЗОН и др. ___________________________________________________________________________ Начало и конец работы _____________________________________________________ (число, месяц, год) Состав бригады, выполняющей работы ________________________________________ Температура и влажность воздуха во время выполнения окрасочных работ ______ ___________________________________________________________________________ Главный инженер Зав. лабораторией Мастер 5) мойку внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя. Продолжительность мойки 10 - 15 мин. (200 л). Одновременно проводится выкачка этой воды эжектором; 6) отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от днища) на содержание в нем углеводородов и ТЭС (продолжительность отбора проб 1 ч); 7) выборку осадка вручную (время выполнения операции 10 - 15 мин.). Перед ведением огневых работ проводятся повторный отбор и анализ проб воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их ПДК после выборки осадка осуществляется дополнительное вентилирование в течение 1 - 2 ч. 2. Техническое обслуживание установки моечной машины (УМ-1) Эксплуатация автомобиля, насосов, двигателей, вентилятора, электроподогревателя, гидромонитора и эжектора осуществляется в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и паспорта на изделие УМ-1 166-00-00-00 ПС. Периодически после мойки 3 - 4 резервуаров промывочная вода заменяется. Цистерна, фильтры, насосы и трубопроводы промываются от скопившейся грязи. Загрязненная вода и осадок отводятся на очистные сооружения или накопительные емкости нефтебаз. В процессе промывки УМ-1 ставится над колодцем производственной канализации, открывается нижний сливной патрубок, снимается крышка с люка цистерны. Цистерна промывается горячей водой из брандспойта, фильтр - горячей водой, а растворные бак, насос и трубопроводы - чистой водой (200 л) после каждого обезвреживания резервуара. 3. Транспортирование и правила хранения УМ-1 может транспортироваться на железнодорожных платформах, палубных судах и на автомашинах. Хранение установки допускается: летом - под навесом или на открытой площадке; зимой - в закрытом отапливаемом помещении; в состоянии консервации - на открытой площадке. Перед движением автомобиля своим ходом все оборудование размещается по штатным местам и закрепляется. Во время движения автомобиля дверки шкафа и ящиков должны быть плотно и надежно закрыты. Крышка горловины цистерны должна обеспечивать надежную герметичность, при этом должно быть исключено ее самопроизвольное открытие, а заземляющая цепь должна касаться земли или дорожного покрытия. Скорость движения 50 км/ч. Нефтебаза Утверждаю _________________________ ЛПДС (ЛС) Директор _________________________ (наименование управления) (Начальник ЛПДС) ___________ (подпись) АКТ N ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА N __________ К ЗАЧИСТНЫМ РАБОТАМ "__" ________ 19__ г. Нефтебаза (пс) _________________________________ ___________________________________________________________________________ (наименование объекта) Комиссия в составе: главного инженера (директора) нефтебазы (пс) ___________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда) ___________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) представителя товарного цеха нефтебазы (пс) _______________________________ (должность) ___________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) в присутствии ответственного лица по зачистке _____________________________ ___________________________________________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество) составили настоящий акт в следующем: _______ нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к выполнению (дата) зачистных работ зачистной бригадой ___________ _________________________________ из-под __________________________________ (наименование и номер резервуара) (какой хранится нефтепродукт) для _______________________________________________________________________ (указать назначение и требуемую степень зачистки) При осмотре и проверке установлено, что при подготовке к работам по зачистке __________________________________________________________________ (наименование и номер резервуара) в соответствии с Правилами по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и АЗС и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР выполнено следующее: Примечание. Работы по дегазации резервуаров методом принудительной вентиляции согласно Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции могут быть проведены в том случае, когда предусмотренные ПТЭ нефтебаз заполнение водой и пароэжекция невозможны. __________________________________ _______________________________________ (наименование нефтебазы, ЛПДС) (наименование подрядной организации) НАРЯД-ДОПУСК 1. Цех, объект, отделение, участок ____________________________________ ___________________________________________________________________________ 2. Место проведения работ _____________________________________________ 3. Содержание выполняемых работ _______________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 4. Объект подготовлен к производству работ. Ответственный за подготовку резервуара и коммуникаций к ремонту _______________________________________ ___________ ________ (должность, фамилия, имя, отчество) (подпись) (дата) 5. Объект принят к производству работ. Непосредственный руководитель работ от подрядной организации _______________________________________ ___________ ________ (должность, фамилия, имя, отчество) (подпись) (дата) 6. Меры безопасности производства работ 7. Инструктаж об основных опасных и вредных производственных факторах в цехе по инструкции N ________ с рабочими и ИТР подрядной организации провел ______________________________________________ ____________________ ___________ ________ (должность, Ф.И.О.) (подпись) (дата) 8. Инструктаж ремонтного персонала о мерах безопасности при выполнении работ провел ______________________________________________________________ (должность, фамилия непосредственного ___________________________________________________________________________ руководителя работ) (подпись) 9. Список лиц, прошедших инструктаж о мерах безопасности и допущенных к выполнению работ: ПАСПОРТ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА Вместимость _______________________________________________________________ Марка __________________________________ N ________________________________ Дата составления паспорта _________________________________________________ Место установки (наименование предприятия) ________________________________ ___________________________________________________________________________ Назначение резервуара _____________________________________________________ Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота) __________________ ___________________________________________________________________________ Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи КМ, и номер чертежей ___________________________________________________________________________ Наименование завода - изготовителя стальных конструкций ___________________ ___________________________________________________________________________ Наименование строительно-монтажных организаций, участвовавших в возведении резервуара: 1. ____________ 2. ____________ 3. ___________ и т.д. ____________ ____________ ___________ ____________ ____________ ___________ Перечень установленного на резервуаре оборудования: _______________________ ___________________________________________________________________________ Отклонение от проекта _____________________________________________________ Дата начала монтажа _______________________________________________________ Дата окончания монтажа ____________________________________________________ Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего испытаний резервуаров и результаты испытаний: _______________________________________ ___________________________________________________________________________ Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию ________________________ ___________________________________________________________________________ Приложения: 1. Рабочие чертежи ____________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 2. Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции ________ ___________________________________________________________________________ 3. Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже ________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 4. Акты приемки скрытых работ _________________________________________ ___________________________________________________________________________ 5. Документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже ___________________________________________________________________________ 6. Схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций _____________________________________________________ ___________________________________________________________________________ 7. Журнал сварочных работ _____________________________________________ 8. Акты испытания резервуара __________________________________________ ___________________________________________________________________________ 9. Описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков __________________________________________________________ 10. Документы результатов испытаний сварных монтажных швов ____________ ___________________________________________________________________________ 11. Заключение по просвечиванию сварных монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания _____________________ ___________________________________________________________________________ 12. Акты приемки смонтированного оборудования Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Эксплуатация резервуара 13. Периодическая проверка осадки фундамента: Пояснения и указания по заполнению журнала: 1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре, листы пронумеровываются и скрепляются печатью. 3. Число листов в журнале заверяется подписью ответственного лица. Приложение 17 (к п. 4.4.12) ЖУРНАЛ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА НЕФТЕБАЗЫ 1. Состояние заземляющего устройства по результатам профилактического осмотра и измерения ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 1. ОБСЛЕДОВАНИЕ И КОМПЛЕКСНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ 1.1. Общие положения 1.1.1. Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений. 1.1.2. Порядок и объем контроля технического состояния металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, находящихся в эксплуатации, должны устанавливаться согласно требованиям, приведенным в Руководстве по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров (Прил. 1, п. 40). 1.1.3. Достаточно полную оценку общего состояния резервуара можно дать при наличии данных, характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов, которые отрицательно влияют на нормальную работу. 1.1.4. Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 25 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла. 1.2. Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии 1.2.1. Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара. 1.2.2. Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки. 1.2.3. Частичное обследование включает: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр резервуара; измерение толщины поясов стенки резервуара; измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища; проверку состояния основания и отмостки; составление технического заключения по результатам обследования. 1.2.4. Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши; измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара; контроль сварных соединений неразрушающими методами; механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях, указанных в п. п. 1.3.42; 1.3.55; химический анализ металла при необходимости (см. п. 1.3.64); измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара; измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища; проверку состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара; проверку состояния основания и отмостки; составление технического заключения. Сроки проведения частичного и полного обследований приведены в табл. 2.1.1 части I Правил. 1.2.5. При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения: данные по изготовлению и монтажу резервуара, название завода-изготовителя, номер проекта, дата изготовления и монтажа; техническую характеристику резервуара (тип, высоту, диаметр, вместимость и т.п.); сведения о металле (химический состав, механические свойства, толщину листов по сертификату); характеристику проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись); данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов. 1.2.6. При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат: состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др.; местные деформации, вмятины, выпучины; размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям; состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара. 1.2.7. Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара должно проводиться соответствующими приборами согласно требованиям, приведенным в разделе 1.3 настоящих Правил. 1.2.8. Контроль за качеством сварных соединений и основного металла должен осуществляться как неразрушающими, так и разрушающими методами. 1.2.9. При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы: гамма- или рентгенографирование; ультразвуковой контроль; измерение геометрических размеров; травление различными растворами; магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях). 1.2.10. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 и ГОСТ 14782-76 в объеме СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. п. 24, 28, 33). 1.2.11. При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла. 1.2.12. Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара. 1.2.13. При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара. 1.2.14. При обследовании отмостки определяется плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков. 1.2.15. Результаты контроля заносятся в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах. 1.2.16. По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара и даются рекомендации по его ремонту. 1.3. Методы контроля Внешний осмотр поверхности основного металла 1.3.1. Поверхность резервуара следует осматривать с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности: окраек днища и нижняя часть первого пояса; наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы); верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль или подзорную трубу); места переменного уровня нефтепродуктов; кровля и перекрытие. 1.3.2. Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах. 1.3.3. Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий, ГОСТ 14637-79 (Прил. 1, п. 4). 1.3.4. Осматриваемая поверхность должна быть очищена от грязи и нефтепродуктов. 1.3.5. Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах как с наружной, так и с внутренней стороны. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и др.). 1.3.6. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы. 1.3.7. Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на: равномерную коррозию (когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла); местную (при охвате отдельных участков поверхности); точечную, пятнистую, язвенную, в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозную, послойную. 1.3.8. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа. 1.3.9. По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым толщиномером. 1.3.10. Размещение патрубков на листах первого пояса или резервуара должно соответствовать требованиям СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. 33) или проектным данным. Внешний осмотр соединений 1.3.11. Контроль сварных соединений посредством внешнего осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713-79, СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. 13, 12, 33) и проекта на резервуар. 1.3.12. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта. 1.3.13. Внешний осмотр, измерения геометрических размеров проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта, СНиП III-18-75 и стандартов; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, прожогов, незаверенных кратеров, непроваров, пористости и других технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта. 1.3.14. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требованиям проекта и стандартов с помощью шаблонов. 1.3.15. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса. 1.3.16. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка должны быть расположены вразбежку. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм. 1.3.17. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков, расположенных на первом, втором и третьем поясах, и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара. 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. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемораздаточными патрубками. 1.3.18. Внешний осмотр и измерение сварных соединений следует проводить в условиях достаточной освещенности контролируемого участка. Измерение толщины металла элементов резервуара 1.3.19. Для определения толщины металла рекомендуется применять толщиномеры типа "Кварц-6", "Кварц-15", УТ-31МЦ и другие приборы, позволяющие измерять толщину в интервале 0,2 - 50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С. 1.3.20. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией. 1.3.21. Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках. 1.3.22. Листы днища следует измерять по двум взаимно перпендикулярным направлениям; проводится не менее двух измерений на каждом листе. 1.3.23. Толщины листов кровли следует измерять по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе. 1.3.24. В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500 х 500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций. 1.3.25. При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается средняя арифметическая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от средней арифметической величины более чем на 10% в меньшую сторону. 1.3.26. При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина отдельного листа. 1.3.27. Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах. 1.3.28. Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши проводится на ковре, а также на коробах и ребрах жесткости. 1.3.29. При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки элементов резервуара заносится в паспорт с указанием координат места измерения, и при повторном обследовании измерение толщины выполняется в тех же точках. Неразрушающие методы контроля сварных соединений 1.3.30. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. 1.3.31. Перед контролем сварных соединений резервуар должен быть освобожден от продукта, зачищен и подготовлен к ведению огнеопасных работ. 1.3.32. Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища должны быть очищены от окалины, шлака и других загрязнений. 1.3.33. Сварные швы предварительно должны подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и других видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания. 1.3.34. При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением, применением ультразвука и т.д.), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены. 1.3.35. Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии, требования к снимку, его фотообработка и расшифровка, дефекты снимков и способы их устранения, ведение учета и регистрации снимков, а также нормы контроля и оценка качества сварных соединений определяются требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии (Прил. 1, п. 40). 1.3.36. Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам (например, шлаковые включения, трещины, газовые поры и т.д.). Методика ультразвукового контроля сварных соединений приведена в прил. 6 Руководства по обследованию и дефектоскопии. 1.3.37. При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта. 1.3.38. Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от 5 до 55 °С. 40 1.3.39. Поверхность подготавливается до чистоты R механическим z способом в соответствии с требованиями ГОСТ 2789-73 (Прил. 1, п. 27). В отдельных случаях при необходимости можно применять термический способ очистки поверхности с последующей доводкой до требуемой чистоты шлифовальной шкуркой. 1.3.40. Результаты контроля оформляются в соответствии с ГОСТ 14782-86 (Прил. 1, п. 28). Если данные, полученные в результате ультразвукового и радиографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований. Механические испытания металла и сварных соединений 1.3.41. Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений. 1.3.42. Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п. 1.3.43. Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диаметром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом, чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки. 1.3.44. Центр вырезанного участка должен находиться на вертикальном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов. 1.3.45. На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку (номер резервуара, пояса и листа); при последующей механической обработке маркировку перенести на образец. 1.3.46. Каждая заготовка (или партия), вырезанная для определения механических свойств, должна иметь сопроводительный документ, в котором отмечается наименование организации, номер резервуара и место вырезки, дата вырезки, фамилия ответственного лица за вырезку и его должность. 1.3.47. Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла необходимо вырезать: три образца для определения предела прочности, предела текучести и относительного удлинения; три образца для испытания на ударную вязкость; два образца на статический изгиб. В случае необходимости испытания при отрицательных температурах для резервуаров, эксплуатируемых в районах Крайнего Севера, Урала, Сибири, следует вырезать дополнительно еще три образца и испытать на ударную вязкость. 1.3.48. Механические испытания необходимо выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84 и ГОСТ 9454-78 (Прил. 1, п. п. 23, 25). 1.3.49. При проверке прочностных и пластических характеристик основного металла путем вырезки и испытания отдельных образцов показатели механических свойств следует определять как среднее арифметическое результатов, полученных на заданном числе образцов (по каждому виду испытаний). Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетворяет требованиям стандарта или технических условий, то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов, вырезанных из того же пояса. 1.3.50. По результатам механических испытаний основной металл бракуют, если его механические характеристики ниже минимально допустимого предела, указанного в стандартах или технических условиях на соответствующие марки стали. 1.3.51. Для определения механических свойств сварных соединений из каждой контрольной заготовки нужно вырезать: три образца на статическое растяжение для определения предела прочности (размер плоских образцов 300 х 30 мм); два образца для испытания на статический изгиб; три образца для испытаний на ударную вязкость. 1.3.52. Механические испытания сварных соединений необходимо выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66. 1.3.53. По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются, если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла по стандартам или техническим условиям на соответствующие марки стали (угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120° - для углеродистых сталей; 80° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и менее; 60° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм). 1.3.54. Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть представлены в виде заключений (протоколов) и приложены к паспорту резервуара. Металлографические исследования 1.3.55. Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла. 1.3.56. Образцы для металлографических исследований вырезают из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений. 1.3.57. Для металлографических исследований основного металла образцы следует вырезать вдоль проката в соответствии с требованиями ГОСТ 5640-68 (Прил. 1, п. 26). 1.3.58. При металлографическом исследовании основного металла необходимо определить фазовый состав, величину зерна, характер термической обработки, наличие неметаллических включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристаллической коррозии). 1.3.59. Для металлографических исследований сварных соединений вырезают два образца (один на макроисследование, один на микроисследование) перпендикулярно к оси шва. 1.3.60. Образцы для макроисследований всех сварных соединений, а также для микроисследований сварных соединений должны включать все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла и подкладок для резервуаров телескопической сборки и ручной сварки. 1.3.61. При выполнении микроисследований протравленные шлифы должны просматриваться под микроскопом при увеличении х100 (при анализе дефектов структуры допускается большее увеличение). 1.3.62. По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые должны быть приложены к паспорту резервуара. Химический анализ металла 1.3.63. Химический анализ металла проводится с целью установления соответствующей марки использованных материалов требованиям проекта на изготовление резервуара. 1.3.64. Химический анализ металла корпуса резервуара проводится в тех случаях, когда в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке материала, примененного при его строительстве. 1.3.65. Для определения химического состава металла необходимо использовать образцы, вырезанные для механических испытаний. 1.3.66. В тех случаях, когда образцы для механических испытаний не вырезаются, а требуется определить химический состав, то берется стружка массой по 2 г на каждый исследуемый элемент. 1.3.67. Химический состав металла должен удовлетворять техническим требованиям проекта на резервуар (ГОСТ 380-71, ТУ 14-2-75-72 и ГОСТ 19282-73). 1.3.68. Результаты химического анализа лаборатории должны быть представлены в виде соответствующего протокола и приложены к паспорту резервуара. Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара 1.3.69. При выявлении действительной геометрической формы резервуара и определении величины отклонения от проектных требований необходимо измерить величину отклонения образующих стенки на уровне середины и верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса. 1.3.70. Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6 м по периметру резервуара. 1.3.71. Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали рекомендуется проводить либо отвесом путем прямых измерений, либо при помощи теодолита по методикам, приведенным в Руководстве (Прил. 1, п. 40). 1.3.72. Измерения целесообразно проводить на заполненном и пустом резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений. 1.3.73. Величины неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяются путем нивелирования в тех же местах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали (см. п. 1.3.70). Нивелирование днища должно проводиться согласно методике, приведенной в Руководстве (Прил. 1, п. 40). Проверка состояния основания и отмостки 1.3.74. При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на: неплотное опирание днища резервуара на основание; наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам; погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров; наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару; трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке; наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон отмостки определяется при помощи нивелира. При этом отсчет снимается с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающей к резервуару, и на краю отмостки, прилегающей к кольцевому лотку. По разности отсчетов судят о наличии уклона i = (h - h ) / l, где 1 2 h - отсчет у края отмостки, прилегающей к кольцевому лотку; h - отсчет у 1 2 края отмостки, прилегающей к резервуару; l - ширина отмостки. Уклон отмостки i = 1 : 10. Проверка состояния понтона и плавающей крыши 1.3.75. При осмотре понтона (плавающей крыши) необходимо обратить внимание на: горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта); плотность прилегания затвора к стенке резервуара, центральной стойке и кожуху пробоотборника; состояние сварных швов днища и угловых сварных швов коробов; наличие хлопунов и вмятин на центральной части днища; отклонение от вертикальности трубчатых опорных стоек, вертикального бортового листа коробов, трубчатых направляющих; техническое состояние затвора. 1.3.76. На внутренней поверхности корпуса резервуара по ходу понтона и плавающей крыши не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин. 1.3.77. Контроль геометрических размеров и формы понтона (плавающей крыши) проводится путем измерений: радиуса плавающей крыши и понтона, измеренного от центра до наружной поверхности вертикального бортового листа; отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опирании на них понтона (плавающей крыши); отклонений от вертикали трубчатых направляющих (на всю высоту); зазоров между наружной поверхностью кольцевого листа и стенки резервуара; отклонения вертикального бортового листа короба от вертикали. 1.4. Оформление технических заключений по результатам обследования 1.4.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение, которое должно включать следующие данные: место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки; наименование организации, выполняющей проверку, фамилии, должность исполнителей; краткую техническую характеристику с обязательным указанием полных данных примененного при строительстве резервуара материала, режим эксплуатации и вид хранимого продукта; проектные и фактические толщины листов кровли, стенки, понтона и днища резервуара; виды аварий, число проведенных ремонтов и их краткое описание; результаты внешнего осмотра и измерений; расчет кольцевых напряжений исходя из фактических толщин листов корпуса; результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений; результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки; результаты механических испытаний, химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случаях их проведения); выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии, которые должны содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов или резервуара в целом; заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации. 1.4.2. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии, затем утверждается главным инженером предприятия, в ведении которого находится служба дефектоскопии. 1.4.3. В заключении должны приводиться результаты оценки ремонтопригодности резервуара, определяться условия его дальнейшей эксплуатации и предложения по выполнению ремонтных работ. 1.4.4. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа. 2. УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ 2.1. Оценка состояния основных элементов резервуаров 2.1.1. При определении технического состояния резервуаров необходимо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров, приведенными в Руководстве по обследованию и дефектоскопии (Прил. 1, п. 40). 2.1.2. Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих данных: поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара; фактических толщин листов поясов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщины листов стенки резервуара ниже предельно допустимой минимальной толщины, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта; результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений; результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать указаниям проекта, требованиям стандартов и технических условий; результатов контроля состояния оснований резервуаров. 2.1.4. Минимальные толщины отдельных листов стенки резервуара, изготовленного из стали марки ВСТ 3,097Г2С, по измерениям в наиболее корродированных местах не должны быть меньше указанных в табл. 2.1. Таблица 2.1 ПРЕДЕЛЬНАЯ МИНИМАЛЬНАЯ ТОЛЩИНА ЛИСТА ПО ПОЯСАМ, ММ ┌──────────────────┬─────┬───────────────────────────────────────┐ │ Вместимость │Марка│ Номер пояса │ │резервуара, куб. м│стали├────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┤ │ │ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8 │ ├──────────────────┼─────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │100 │ВСТ3 │2 │2 │1,5 │1,5 │ │ │ │ │ │200 │ │2 │2 │1,5 │1,5 │ │ │ │ │ │400 │ │2,5 │2 │1,5 │1,5 │ │ │ │ │ │700 │ │3 │2,5 │2 │2 │1,5 │1,5 │ │ │ │1000 │ВСТ3 │3,5 │3 │2,5 │2 │2 │2 │- │- │ │ │09Г2С│3,2 │2,4 │2,4 │2 │2 │2 │- │- │ │2000 │ВСТ3 │5,5 │5 │4 │3,5 │3 │3 │2 │2 │ │ │09Г2С│4,3 │4,2 │3,8 │3,2 │2,8 │2 │2 │2 │ │3000 │ВСТ3 │7,5 │6 │5 │4 │3,5 │2,5 │2 │2 │ │ │09Г2С│5,2 │4,8 │4,5 │3,8 │3,4 │2,5 │2 │2 │ │5000 │ВСТ3 │7,8 │6,8 │5,9 │4,8 │3,8 │2,7 │2 │2 │ │ │09Г2С│6 │5,3 │4,5 │3,9 │3,5 │3 │2,5 │2,5 │ │10000 │ВСТ3 │10,5│10 │8,5 │7 │5,5 │4 │3 │3 │ │ │09Г2С│9 │8 │7 │6 │4,8 │4 │4 │4 │ │20000 │09Г2С│12 │11 │10 │9 │8 │7 │7 │7 │ └──────────────────┴─────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘ 2.1.5. Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50% от проектной величины. 2.1.6. Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, балок, связей), а также окраек днища не должен превышать 30% от проектной величины. 2.1.7. Предельно допустимый износ листов понтона и плавающей крыши по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50% от проектной величины для центральной части, а для короба - 30%. 2.1.8. В процессе эксплуатации изменение геометрической формы чаще всего происходит из-за неравномерной просадки днища, под действием вакуума, переполнения, вибраций, а также некачественной подготовки основания. Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в табл. 1.6.3. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации 15 - 20 лет и более, допускаются отклонения в два раза большие, чем для новых. 2.1.9. Предельные отклонения для старых резервуаров полистовой сборки с учетом телескопичности поясов не должны превышать значений, указанных в табл. 2.2.

Инструкция по эксплуатации и установке. Встроенный. Необходимо соблюдать инструкцию по монтажу, подключению и эксплуатации резервуара.

Россия, 111024, Москва, Перовский пр-д, д.35, стр.5; тел.:(095)744-08-47 (многоканальный) факс: 777-98-05; e-mail: anion@anion-msk.ru; http://www.anion-msk.ru/ ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ. (ИМиРЭ_НСЕМК) Москва 2013г. ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 Содержание: № п.п. 1 2 3 4 5 6 7 8 НАИМЕНОВАНИЕ Общие сведения …………………………………………………………………... Технические характеристики и конструкция ………………………………….. Маркировка ……………………………………………………………………… Упаковка. ………………………………………………………………………… Транспортирование и хранение ………………………………………………… Указания (требования) по размещению резервуаров, по монтажу, вводу в эксплуатацию и эксплуатации. .. Гарантии изготовителя …………………………………………………………. Сертификаты ……………………………………………………………………. стр -3 -5 -20 -20 -20 -21 -35 -36 ООО «АНИОН» 2 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 1.Общие сведения 1.1. Введение Инструкция по монтажу и руководство по эксплуатации распространяются на емкости и контейнеры полиэтиленовые, изготовленные по ТУ2291-005-17152852– 01(13) оборудованные для хранения различных жидкостей, таких как: · вода (в т.ч. питьевая), · пищевые жидкости, · жидкие вещества с низкой степенью опасности, для которых требуется упаковка третьей группы: - ЛВЖ класса опасности 3.3 (с темперой вспышки от 23°С до 61°С), например дизельное топливо; - окисляющие вещества класса опасности 5.1; - слабоагрессивные коррозионные вещества класса опасности 8 (растворы солей, растворы кислот концентрации ниже 15%, растворы щелочей концентрации ниже 20%), растворы гипохлорита натрия; · прочие неопасные жидкости. Настоящая инструкция и руководство содержат принципиальные указания, которые должны выполняться при монтаже, эксплуатации и техническом обслуживании. Поэтому перед монтажом и вводом в эксплуатацию они обязательно должны быть изучены специалистами, выполняющими монтаж, соответствующим обслуживающим персоналом (потребителем). 1.2 Общие сведения и обозначение изделий. Оболочка емкости изготавливается по ТУ 2291-005-17152852-01. Пример обозначения базовой емкости и его расшифровка: 3000 Типоразмер резервуара (**) Х Вертикальная цилиндрическ ая емкость В Р К2 ТУ 2291-005-17152852-01 Тип крышки (*): «К1»- глухая крышка; «К2»- крышка с вентиляционны м лабиринтным отверстием (дыхательным клапаном) Номер технических условий, по которому изготовлены оболочки резервуаров. «Х» или «У»емкость с увеличенной массой Способ крепления резьбовой крышки: «Р»- резьба выполнена непосредствен в оболочке емкости, «Ф»- на оболочке закреплен резьбовой фланец. Оболочки резервуаров могут изготавливаются в двух модификациях - со стандартной массой (толщиной стенки) и с увеличенной массой (толщиной стенки). Емкости с увеличенной массой (индекс «Х» или «У») предназначены для хранения жидкостей с плотностью свыше 1,2г/см3,но не более 1,6 г/см3, или для хранения кислот, щелочей, гипохлорита натрия при плотности ниже 1,6 г/см3. ООО «АНИОН» 3 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 Максимальное допустимое избыточное давление в резервуаре- 0,05Bar (0,05кгс/см2). Разрежение внутри резервуара- не допускается. Обозначение базовой емкости: (см. обозначение в табл. №1.1, 1.2, 2, 3.1, 3.2, 3.3 и 4) Обозначение, присваиваемое изделию Изготовителем после доработки и комплектации резервуара по документации, согласованной с Заказчиком: НСЕМК-хххх, где «хххх» - заводской номер проекта. ООО «АНИОН» 4 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2. Технические характеристики и конструкция. 2.1. Резервуары НСЕМК изготавливаются на базе: · Дозировочных контейнеров · Вертикальных цилиндрических емкостей; · Горизонтальных цилиндрических емкостей; · Танков для воды; · Подземных резервуаров; · Специальных резервуаров для транспортных средств; · Других емкостей и в т.ч. бункеров. 2.1.1. Технические характеристики дозировочных контейнеров. Максимальную плотность рабочей жидкости для дозировочных контейнеров, полный объем, массу оболочки, диаметр основания и высоту емкости, а также диаметр отверстия верхнего люка см. в табл. 1.1, внешний вид- см. на рис.1.1 Рис.1.1 Таблица №1.1 №п.п. Обозначение (код) резервуара 1 2 3 4 5 6 7 8 Max Плотн. (г/см3) 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 Vполн. Mасса Dосн. (м3) (кг) (мм) 0,06 0,06 0,1 0,1 0,2 0,2 0,5 0,5 4,5 8,0 7,0 11,5 9,0 15,5 19,0 28,0 470 470 470 470 500 500 800 800 H (мм) ДК60К* ДКХ60К* ДК100К* ДКХ100К* ДК200К* ДКХ200К* ДК500К* ДКХ500К* 600 600 790 790 1030 1030 1210 1210 dотв. горловины (мм) 150 150 150 150 150 150 150 150 Примечание: масса, указанная в таблице дана без учета массы крышки ООО «АНИОН» 5 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.1.2. Технические характеристики вертикальных цилиндрических емкостей. Максимальную плотность рабочей жидкости для вертикальных цилиндрических емкостей, полный объем, массу оболочки, диаметр основания и высоту емкости, а также диаметр отверстия верхнего люка см. в табл. 1.2, внешний вид- на рис.1.2 Рис.1.2 Таблица №1.2 Обозначение (код) №п.п. резервуара 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 220_1ЕК 220_1ХЕК 410_1ЕК 410_1В* 410_1ХЕК 410_1ХВ* 500В* 500ХВ* 560В* 560ХВ* 780В* 780ХВ* 1000В* 1000ХВ* 1001аВ* 1001аХВ* 1140В* 1140ХВ* 1500В* 1500ХВ* 1600В* 1600ХВ* 2002В* 2002ХВ* 2003В* 2003ХВ* 3000В* 3000ХВ* 4500В* 4500ХВ* 8000В* 8000ХВ* SB17-2ВФ* SB17-2УВФ* SB17-1ВФ* SB17-1УВФ* Max Плотн. (г/см3) 1,2 1,6 1,2 1,2 1,6 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 1,2 1,6 Vполн. Mасса Dосн. (м3) (кг) (мм) 0,22 0,22 0,41 0,41 0,41 0,41 0,5 0,5 0,56 0,56 0,78 0,78 1,0 1,0 1,0 1,0 1,14 1,14 1,5 1,5 1,6 1,6 2,0 2,0 2,0 2,0 3,0 3,0 4,5 4,5 8,0 8,0 11,5 11,5 14,5 14,5 9 14 20 20 26 26 16 25 20 26 25 34 30 39 27 40 25 37 40 52 33 50 55 71 50 65 70 90 110 145 190 256 250 300 350 450 550 550 550 550 550 550 920 920 750 750 750 750 1300 1300 1130 1130 1080 1080 1300 1300 1080 1080 1600 1600 1285 1285 1600 1600 2000 2000 2190 2190 2350 2350 2350 2350 H (мм) 1070 1070 1920 1920 1920 1920 880 880 1440 1440 1950 1950 950 950 1200 1200 1320 1320 1360 1360 1800 1800 1230 1230 1785 1785 1710 1710 1730 1730 2380 2380 3170 3170 3850 3850 dотв. горловины (мм) 150 150 150 380 150 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 540 380 540 540 540 540 6 *- тип крышки (1, 2 или 3) ООО «АНИОН» ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.1.3. Технические характеристики горизонтальных цилиндрических емкостей. Максимальную плотность рабочей жидкости для горизонтальных цилиндрических емкостей, полный объем, массу оболочки, длину (Д), ширину(Ш) и высоту(В) емкости, а также диаметр отверстия верхнего люка (dотв.) см. в табл. 2, внешний вид- на рис.2. Рис.2 МН2000 МН11000 Таблица №2 № п.п. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Маx Обозначение dотв. Vполн. Mасса Д Ш В Плотн. (код) горловины (м3) (кг) (мм) (мм) (мм) 3 (г/см ) резервуара (мм) МН300ФК* 1,2 0,3 16 1000 600 780 290 МН300ХРК* 1,4 0,3 21 1000 600 780 290 МН750ФК* 1,2 0,75 30 1500 760 1000 380 МН750ХРК* 1,4 0,75 39 1500 760 1000 380 МН1000ФК* 1,2 1,0 43 1725 920 960 380 МН1000ХРК* 1,4 1,0 52 1725 920 960 380 2000НФК* 1,2 1,95 92 1810 1090 1300 380 МН2000*К* 1,2 2,05 92 1810 1090 1350 380 МН2100ФК* 1,2 2,1 75 1815 1320 1410 380 МН2100УРК* 1,4 2,1 95 1815 1320 1410 380 МН3000ФК* 1,2 3,0 97 1915 1570 1660 380 МН3000УРК* 1,4 3,0 121 1915 1570 1660 380 J3500ФК* 1,2 3,2 130 2400 1350 1690 380 МН5000ФК* 1,2 5,0 160 2400 1760 1860 380 МН5000УФК* 1,4 5,0 200 2400 1760 1860 380 МН11000ФК* 1,05 11,2 400 3800 2200 2000 400 *- тип крышки (1, 2 или 3) ООО «АНИОН» 7 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.1.4. Технические характеристики танков для воды. Максимальную плотность рабочей жидкости для танков, полный объем, массу оболочки, длину, ширину и высоту (ДхШхВ) емкости, а также диаметр отверстия верхнего люка см. в табл. 3.1, а внешний вид- на рис.3.1 Т800ВФ Т500ВФ Т500ГФ Т1000ф Т1500ф Т2000ф Т800ГФ Рис.3.1 Таблица №3.1 Обозначение №. (код) резервуара 1 Т500ВФК*З 2 Т500ГФК*З 3 Т500УВФК*З 4 Т500УГФК*З 5 Т800ВФК*З 6 Т800ГФК*З 7 Т800ХВРК*З 8 Т1000ФК*З 9 Т1000ХФК*З 10 Т1000ХРК*З 11 Т1500ФК*З 12 Т1500ХРК*З 13 Т2000ФК*З 14 Т2000РК*З 15 Т2000ХРК*З *- тип крышки (1, 2 или 3) Маx dотв. Vполн. Mасса Д Ш В Плотн. горловины (м3) (кг) (мм) (мм) (мм) 3 (г/см ) (мм) 1,05 0,5 25 650 665 1450 380 1,05 0,5 25 1400 650 700 380 1,2 0,5 41 650 665 1450 380 1,2 0,5 41 1400 650 700 380 1,05 0,8 35 730 730 1700 380 1,05 0,8 35 1690 730 730 380 1,2 0,8 46 730 730 1700 380 1,05 1,0 45 1255 635 1630 380 1,2 1,0 58 1255 635 1630 380 1,2 1,0 58 1255 635 1630 380 1,05 1,5 60 1500 750 1650 380 1,2 1,5 78 1500 750 1650 380 1,05 2,0 90 2150 760 1500 380 1,05 2,0 90 2150 760 1500 380 1,2 2,0 117 2150 760 1500 380 2.1.5. Подземные резервуары по назначению делятся на две группы: · Септики · Резервуары подземные для хранения и накопления жидкостей 2.1.5.1. Септики служат только для использования в системах очистки стоков. Характеристики септиков- см. в табл. 3.2 ООО «АНИОН» 8 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 Обозначение С3000 J4000 J5000 С3700 С3700_2КАМ С4900 С4900_2КАМ С1700 СН3000У СКД180 Кол-во камер (шт.) 1 1 1 1 2 1 2 1 1 1 Таблица 3.2 Вместимость (м3) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 3,0 4,0 5,0 3,7 1,9/кам. 4,9 2,5/кам 1,7 Габариты (ДхШхВ или ШхВ) мм 1820х1580х1790 2320х1510х2110 2340х1690х2300 2400х1630х2070 2400х1630х2070 2400х1980х2400 2400х1980х2400 Ш1380х1700 Ш1090х1490 Ш675х1845 2.1.5.2. В качестве подземных резервуаров для хранения и накопления различных жидкостей (вода, дизельное топливо и т.д.) допускается использовать только специальные «О»-образные емкости U2000* и U4500*. Характеристики емкостей- см. в табл. 3.3 Обозначение 1 2 U2000* U4500* Таблица 3.3 Вместимость (м3) 2,0 4,5 Габариты (ДхШхВ) мм 1650х1750х1070 3150х2350х1320 2.1.6. Характеристики специальных резервуаров для транспортных средств - см. в табл. 3.4. Обозначение М35_1 600ЕК 600_1ЕК 800_1ЕК ОНР610КЗ ОНР800КЗ 2000ВФК3 2500ВФК3 ОПЛ_3000ФК3 ОПЛ_4000ФК3 ПБЛ350К ПБР300К КР2500 Наименование Миксер Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя с рукомойником Емкость опрыскивателя с промывочным баком и рукомойником Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя Емкость опрыскивателя Промывочный бак опрыскивателя Промывочный бак с рукомойником Контейнер живорыбный изотермический Таблица 3.4 Вместимость (л) 35 600 600 800 600/10. 800/80/20 Габариты (ДхШхВ или ШхВ) мм 300х500х400 760х1010х1100 760х1010х1100 1100х1010х1100 2400х1630х2070 1500х700х1350 1810х1090х1350 1860х1480х1470 2400х1150х1700 2600х1150х1920 1400х990х670 900х745х980 2300х1140х1450 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1850 2500 3000 4000 350 300/15 2500 ООО «АНИОН» 9 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.1.7. Крышки емкостей и их характеристики. Крышки из комплекта резервуаров ООО «АНИОН» бывают 4-х типов, указанных в полном обозначении резервуара: - тип «К», - тип «К1», - тип «К2», - тип «К3». 2.1.7.1. Крышки типа «К»- это глухие пластиковые крышки, имеющие внутреннюю специальную резьбу F=122…220мм, для установки на резьбу горловины оболочки резервуара. Крышки комплектуются уплотнительными кольцами из резин марок EPDM или VITON (FPM). Крышки типа «К» в связи с малым диаметром не рекомендуется устанавливать на резервуары с вместимостью свыше 0,5м3, предназначенные для хранения воды. Крышка «К» с резьбой F=177мм устанавливаются на дозировочные контейнеры (см. п.2.1.1). 2.1.7.2. Крышки типа «К1»- это глухие пластиковые крышки, имеющие внешнюю специальную резьбу F=313,410 и 567мм, для установки на резьбу горловины оболочки резервуара (индекс «Р»- см. в коде резервуара) или для установки на промежуточный резьбовой фланец (индекс «Ф»- см. в коде резервуара). Резьбовой фланец «Ф» устанавливается в отверстие D=320, 415 и 575мм (соответственно) оболочки и крепится к ней с помощью саморезов. Причем в основном на емкости устанавливаются крышки с резьбой F=410мм, крышки с резьбой F=313мм- только на емкость МН300ФК*, а крышки с резьбой F=567мм устанавливаются только на емкости с вместимостью 8м3 и выше (для МН11000ФК1- используется только крышка с резьбой F=410мм). 2.1.7.3. Крышки типа «К2» также как крышки «К1» имеют внешнюю специальную резьбу F=313,410 и 567мм, для установки на резьбу горловины оболочки резервуара (индекс «Р»- см. в коде резервуара) или для установки на промежуточный резьбовой фланец (индекс «Ф»- см. в коде резервуара). Резьбовой фланец «Ф» устанавливается в отверстие D=320, 415 и 575мм (соответственно) оболочки и крепится к ней с помощью саморезов. Крышки «К2» могут использоваться для комплектации тех же емкостей, что и емкости с крышками «К1». Отличие крышек в том, что если крышки «К1»- глухие, то в состав крышек «К2» входит лабиринтный газоотвод для сообщения внутренней полости резервуара с атмосферой. Газоотвод обеспечивает удаление воздуха из резервуара при его заполнении с темпом не более 300л/мин. 2.1.7.4. Крышки типа «К3»- это откидные крышки, шарнирно соединенные с фланцем. Крышки фиксируются во фланце по специальной резьбе при повороте примерно на 30є. Крышки типа «К3» бывают двух типоразмеров, фланец крышки устанавливается в отверстие D=320 или 415мм (в основном) оболочки и крепится к ней с помощью саморезов. В конструкцию газоотвода крышки входит также поплавковый клапан, который всплывая, перекрывает отверстие газоотвода и исключает (уменьшает) выплескивание жидкости при перемещении емкости, установленной на транспортное средство. Газоотвод обеспечивает удаление воздуха из резервуара при его заполнении с темпом не более 300л/мин. При превышении темпа заправки (более 300л/мин) поплавковый клапан заткнет ООО «АНИОН» 10 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 газоотвод и резервуар может быть поврежден из-за возникновения в нем давления, превышающего допустимый уровень (см. п.1.2). Крышки «К3» устанавливаются только на резервуары для транспортных средств. 2.2. Комплектация резервуаров - в соответствии с чертежом на конкретный резервуар. 2.3. Описание и характеристики основных частей, устанавливаемых на резервуар. 2.3.1. Штуцера, патрубки и манжеты для обеспечения подключения трубопроводов к емкости и для установки агрегатов. 2.3.1.1. Отводы – резьбовые пластиковые штуцера, которые и служат для обеспечения возможности через промежуточные детали подключения трубопроводов к емкости. Отводы устанавливаются на емкость в специально подготовленные отверстия, при этом (для обеспечения герметичности соединения) внутренняя поверхность емкости в месте установки должна быть плоской и гладкой. При монтаже штуцер отвода с заранее надетым на него уплотнительным плоским кольцом (прокладкой) вставляется в отверстие изнутри емкости, а снаружи фиксируется резьбовой гайкой отвода. Отсутствие утечек по соединению «емкость - отвод» достигается за счет обжатия прокладки между головкой отвода и внутренней поверхностью емкости. Штуцер отвода имеет внешнюю трубную цилиндрическую резьбу, на которую наворачивается гайка и к которой подключается трубопровод. ООО «АНИОН» использует для установки на свои резервуары отводы трех типов: - полипропиленовые серии «220хххВ» с наружной трубной цилиндрической резьбой от Ѕ” до 2 Ѕ” - из ПВХ серии «2RAS» двух типоразмеров: - с наружной трубной резьбой 1 ј” и внутренней 1”; - с наружной трубной резьбой 2” и внутренней 1 1/2”. - из ПВХ серии НВР с наружной трубной резьбой 2”. В зависимости от рабочей жидкости, на отводы должны быть установлены уплотнительные кольца из резин: EPDM, VITON (FPM), МБС или пищевой резины. Обозначение типоразмеров отводов и размеры отверстий для их установки - см. в табл. 4 Таблица №4. Упл.кольца Наружная резьба G Ѕ” ѕ” Dотв. (мм) Dцик.min. (мм) 49 220029B (компл. пищ. кольцом) 220039B(компл. пищ. кольцом) G40002 (EPDM) G40002V (VITON) G40002МБС (МБС) G40015 (EPDM) G40015V (VITON) G40015МБС (МБС) 21 27 49 ООО «АНИОН» 11 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 220049B(компл. пищ. кольцом) 220059B(компл. пищ. кольцом) 220069B(компл. пищ. кольцом) 220079B(компл. пищ. кольцом) 220080(без гайки и упл. Кольца) G40004 (EPDM) G40004V (VITON) G40004МБС (МБС) G40005 (EPDM) G40005V (VITON) G40005МБС (МБС) G40006 (EPDM) G40006V (VITON) G40006МБС (МБС) G40007 (EPDM) G40007V (VITON) G40007МБС (МБС) G40008 (EPDM) G40008V (VITON) G40008МБС (МБС) 1” НВР11/4”x25 EPDM 1 ј” 1 Ѕ” НВР2”x40 EPDM 2” 2 Ѕ” 33 54 1RAS325D00 (EPDM) 1RAS325D10 (FPM) 43 69 48 79 1RAS340F00 (EPDM) 1RAS340F10 (FPM) 60 99 76 109 2.3.1.2. Патрубки вварные – предназначены для обеспечения возможности подключения к емкостям ООО «АНИОН», используемых для хранения и накопления воды, пластиковых труб с наружным диаметром 110, 160 или 225мм. Для этого в резервуары устанавливается соответствующий патрубок типа ВПDN (см. рис.4.1 и таблицу №5). К патрубкам подключаются трубы напорные НПВХ с раструбом и уплотнительным кольцом по ГОСТ Р 51613-2000. Рис. 4.1 Таблица №5 Обозначение ВПDN 100.СБ ВПDN 150.СБ ВПDN 200.СБ D1 (мм) 110 160 225 D2 (мм) 170 220 290 N (шт.) 8 12 16 ООО «АНИОН» 12 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.3.1.3. Манжеты проходные – предназначены для обеспечения возможности подключения к емкостям ООО «АНИОН» пластиковых труб. Для подключения трубопроводов могут использоваться резиновая манжета КРУ110 (см. рис. 4.2), или сантехнические резиновые переходы (переходы чугун-пластик). Манжеты и резиновые переходы в основном используются для подключения канализационных труб к подземным резервуарам (например к септикам), т.к. на воздухе манжеты сохнут, растрескиваются и не обеспечивают полную герметичность. Рис.4.2 2.3.1.4. Специальные трубы и патрубки, в состав которых входят отводы (см. 2.3.1.1): колено заправки (см. рис.6) и колено слива (см. рис.5) Рис.5 Рис.6 ООО «АНИОН» 13 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.3.1.5. Резьбовые штуцера (см. рис.7) в комплекте с гайками (см. рис.8) и уплотнительными прокладками (см. рис.9) для обеспечения установки на емкости различных датчиков, электронных уровнемеров, верхних топливозаборников и т.д. Рис.7 CODE 245010 2452042 2452043 M BSP G 3/8" G 1" G 1" F BSP G 1/4" G 1/2" G 1/2 " G 3/4" G 3/4" G 1" G 1" G 1"1/4 G 1"1/4 G 1"1/2 h mm 13 22 22 22 24 24 24 24 27 27 h1 mm 10 19 19 23 23 23 23 25 25 25 L mm 23 47.5 47.5 51.5 53.5 53.5 53.5 56 59 59 D mm 22 40 45 45 56 56 62 62 76 76 D1 mm 22 32 32 40 40 45 45 56 56 62 2452032 G 3/4" 2452053 G 1"1/4 2452054 G 1"1/4 2452064 G 1"1/2 2452065 G 1"1/2 2452075 2452076 G 2" G 2" CODE 205010 2052020 2052040 F BSP G 3/8" G 1/2" G 1" h mm D mm Рис. 8 13 13 13 15.5 15 19.5 20 22 30.5 34 44 50 59 67 80 100 110 2052030 G 3/4 " 2052050 G 1" 1/4 14.3 2052060 G 1" 1/2 2052070 2052090 G 2" G 3" 2052080 G 2" 1/2 CODE M G 1/2" bsp G 3/4" bsp - M24x2 G 1" bsp G 1"1/4 bsp G 1"1/2 bsp G 2" bsp G 2"1/2 bsp Рис. 9 G40002 G40015 G40004 G40005 G40006 G40007 G40008 ООО «АНИОН» 14 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.3.2. Штуцера для подсоединения шлангов к отводам Для подключения шлангов к отводам используются пластиковые штуцера с накидной гайкой. Внешний вид и комплектность - см. на рис. 10. Данные штуцера могут устанавливаться только на полипропиленовые отводы серии 220хххВ или на переходные детали серий 240хххх (см. рис. 11), 245хххх (см. рис. 12), 250хххх (см. рис. 13). Уплотнение резьбового соединения штуцер-отвод или штуцер переходник осуществляется по внутреннему цилиндру отвода или переходника за счет резинового уплотнительного кольца (G*). Уплотнение резьбового соединения переходник-отвод осуществляется за счет ленты ФУМ. Рис. 10 Код гайки 2002020 F G 1/2" D 10 13 13 2002030 G 3/4" 16 20 13 16 2002040 G 1" 19 22 25 22 2002050 G 1"1/4 25 30 32 25 30 2002060 G 1"1/2 32 35 38 40 40 2002070 2002080 G 2" G 2 "1/2 45 50 60 Код ниппеля 106210 106213 106313 106315 106320 106413 106415 106420 106422 106425 106522 106525 106530 106533 106625 106630 106633 106635 106638 106640 106740 106745 106750 106860 D1 13.7 13.7 17.5 17.5 17.5 24.5 24.5 24.5 24.5 24.5 31.5 31.5 31.5 31.5 37.5 37.5 37.5 37.5 37.5 37.5 47 47 47 63 L 42.5 42.5 44 44 49 46.5 46.5 51.5 51.5 51.5 53 53 66 63.5 61.5 70 69 69 68 68 82 77 78.5 94.5 G10081 (x2) G10071 (x2) G10061 G10051 G10041 G10031 Код Кольца G11060 ООО «АНИОН» 15 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 CODE 2402020 2402021 2402031 2402032 2402042 2402043 2402053 2402054 2402064 2402065 2402075 2402076 2402097 2402098 M BSP G 1/2" G 1/2" G 3/4" G 3/4" G 1" G 1" G 1"1/4 G 1"1/4 G 1"1/2 G 1"1/2 G 2" G 2" G 3" G 3" M1 BSP G 1/4" G 3/8" G 3/8" G 1/2" G 1/2" G 3/4" G 3/4" G 1" G 1" G 1"1/4 G 1"1/4 G 1"1/2 G 2" G 2"1/2 h mm 18 18 22 22 22 22 24 24 24 24 27 27 35 35 h1 mm 13 16 16 18 18 22 22 22 22 24 24 24 27 32 L mm 43 46 50 52 52 56 60 60 60 62 65 65 76 81 D mm 32 32 40 40 45 45 56 56 62 62 76 76 106 106 D1 mm 21 27 27 32 32 40 40 45 45 56 56 62 76 93 Рис. 11 Рис. 12 CODE 245010 2452032 2452042 2452043 2452053 2452054 2452064 2452065 2452075 2452076 M BSP G 3/8" G 3/4" G 1" G 1" G 1"1/4 G 1"1/4 G 1"1/2 G 1"1/2 G 2" G 2" F BSP G 1/4" G 1/2" G 1/2 " G 3/4" G 3/4" G 1" G 1" G 1"1/4 G 1"1/4 G 1"1/2 h mm 13 22 22 22 24 24 24 24 27 27 h1 mm 10 19 19 23 23 23 23 25 25 25 L mm 23 47.5 47.5 51.5 53.5 53.5 53.5 56 59 59 D mm 22 40 45 45 56 56 62 62 76 76 D1 mm 22 32 32 40 40 45 45 56 56 62 Рис. 13 CODE 2502020 2502030 2502040 2502050 2502060 2502070 2502080 2502090 2502021 2502031 2502041 2502051 2502061 2502071 M BSP G 1/2" G 3/4" G 1" G 1"1/4 G 1"1/2 G 2" G 2" 1/2 G 3" G 1/2" G 3/4" G 1" G 1"1/4 G 1"1/2 G 2" h mm 18 22 22 24 24 27 32 35 38 40 45 54 50 50 h1 mm 18 22 22 24 24 27 32 35 18 22 22 24 24 27 L mm 48 56 56 62 62 68 78 84 48 56 56 62 62 68 D mm 32 40 45 56 62 76 32 106 32 40 45 56 62 76 ООО «АНИОН» 16 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.3.3. Переходные патрубки с фланцем по DIN8063 (см. рис.14 и табл.6) для установки на отводы. Рис.14 Табл.6 Код патрубка ПФ32- 1 1/4" ПФ40- 1 1/2" ПФ50- 2" ПФ63- 2" DN (мм) 25 32 40 50 Шd (мм) 32 40 50 63 R (BSP) 1 1/4" 1 1/2" 2" 2" ШD (мм) 85 100 110 125 L (мм) 145 155 160 170 2.3.4. Раструбные патрубки ПРФ с раструбами по ГОСТ Р 51613-2000 и фланцами по DIN8063 для установки на вварные патрубки ВП (см. Рис.15 и табл.7). Рис.15 Табл.7 Обозначение ПРФ110 ПРФ 160 ПРФ 225 d (мм) 110 160 225 L (мм) 220 270 340 ООО «АНИОН» Шa (мм) 180 240 295 Шf (мм) 18 22 22 17 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.3.5. Компенсаторы. Для компенсации монтажных, эксплуатационных и температурных напряжений служат компенсаторы. Компенсация напряжений может быть достигнута за счет: · Установки между резервуаром и трубопроводом гибкой (шланговой) подводки; · Установки между резервуаром и трубопроводом «П»-образного пластикового компенсатора (конструкцию и размеры- см. СП40-102-2000 «Свод правил по проектированию и строительству»); · Установки между резервуаром и трубопроводом специальных резиновых или сильфонных компенсаторов. Резиновый компенсатор ККР DN50 (100 или 200 в зависимости от Ш трубопровода) с высоким гофром и стальными фланцами с цинковым покрытием (см. рис.16) имеет повышенную гибкость, незначительную длину (BL=105мм). Четыре резьбовых (М16) отверстия, расположенные по Ш 125 фланца, обеспечивают стыковку с фланцами труб и патрубков, при этом дополнительная резиновая прокладка между фланцами- не требуется. Для обеспечения длительной эксплуатации с различными рабочими жидкостями резиновые части компенсаторов изготавливаются из различных марок резин: · EPDM (вода, некоторые агрессивные жидкости) · NBR (вода, пищевые продукты, дизельное топливо) FPM (VITON) (агрессивные жидкости, в т.ч. сильные кислоты) Рис.16 Допускается установка других резиновых компенсаторов, осевая и боковая жесткость которых не хуже указанных в табл. 8.1 Табл.8.1 Осевая жесткость Боковая жесткость Н/мм (кг/мм) Н/мм (кг/мм) DN50 25 (2,5) 50 (5,0) DN100 35 (3,5) 55 (5,5) DN150 48 (4,8) 120 (12,0) DN200 90 (9,0) 310 (31,0) 2.3.6. Уровнемеры и сигнализация предельного заполнения. Для измерения, контроля и регулирования уровня жидкостей, сигнализации предельных значений уровня может быть использован механический поплавковый уровнемер широкого диапазона «УР» с датчиками ВБИ (наличие уровнемера «УР» и тип датчиков ВБИ по проекту- см. доп. обозначение контейнера). Уровнемер «УР» состоит из прозрачной трубы (черт. УР20.000), закрепленной на внешней оболочке контейнера и колена (черт. УР10.000), которое крепится одним концом к верхней поверхности резервуара, а к другому концу ООО «АНИОН» 18 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 присоединяется прозрачная труба. В состав колена входят соединительный патрубок, металлический нержавеющий противовес и полиэтиленовый поплавок (поплавок и противовес соединены между собой ПЭ нитью, которая продета через соединительный патрубок). ПЭ поплавок плавает на поверхности рабочей жидкости и отслеживает ее уровень, а противовес перемещаясь по трубепоказывает уровень. Когда бак пуст- противовес находится в верхнем положении, когда полон- в нижнем. Установку уровнемера «УР» см. на черт. УР.600.000 Для автоматического контроля уровней «Пуст», «Полон» и контроля в промежуточных уровнях, каждый уровнемер «УР» может быть оборудован датчиками ВБИ (характеристики см. в табл.№8.2). Датчик ВБИ- это индуктивный бесконтактный выключатель постоянного (или переменного) тока. Контакты датчика ВБИ замыкаются в момент прохождения около него металлического противовеса. Датчик крепится к прозрачной трубе уровнемера в местах, соответствующих положению противовеса уровнемера- когда бак пуст, полон или при другом уровне заполнения, контроль которого необходим. Характеристики датчиков ВБИ: Характеристики Тип эл. тока Диапазон номинальных напряжений питания, В Диапазон рабочих напряжений питания, В Номинальный ток Падение напряжения Минимальный ток Остаточный ток Индикация срабатывания Гарантированный интервал срабатывания Частота циклов срабатывания Контакты датчика Температура окружающей среды Степень защиты табл.№8.2 Обозначение датчика ВБИ-Ц30-89К-2241-Л ВБИ-М30-91К-2231-Л Переменный (АC) Постоянный (DC) 24-220В 12-24В 20-250В 250mA 9В 5mA 3mA 10-30В 200mA 6В 5mA 1mA есть 0-12мм 150Гц НО (нормально разомкнутые) -45…+80°С IP65 10Гц Для обеспечения установки датчиков ВБИ на трубу уровнемера - они поставляются в комплекте с кронштейном и с ленточными хомутами (обозначение в сборе ВБИКр50-24В (или -230В)- в зависимости от типа датчика). Для установки уровнемера другого типа или для установки автономного (резервного) датчика предельного уровня заполнения- в верхней части контейнера обычно устанавливается штуцер с внутренней резьбой. 2.4. Температура эксплуатации для резервуара- от -40 до +50єС; 2.5. Температура рабочей жидкости- от -40 (но не ниже температуры замерзания жидкости) до +50єС. 2.6. Разогрев рабочей жидкости в резервуаре- запрещен, если существует вероятность даже местного перегрева оболочек емкости до температуры свыше +50єС (из условия безопасной эксплуатации). ООО «АНИОН» 19 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 2.7. Запрещается пропаривание и промывка резервуара жидкостями с температурой выше +50 єС 3. Маркировка. 3.1. В верхней части на поверхности внутренней емкости указаны дата изготовления (год и месяц), а также наименование и адрес изготовителя. Маркировка выполняется в процессе формования (изготовления) оболочки. 3.2. Конкретное наименование резервуара и наименование Заказчика указывается на липком стикере, наклеенным на оболочку резервуара. 3.3. При необходимости маркировку наименования рабочей жидкости, нанесение знаков опасности и предупредительных знаков выполняет потребитель резервуара. 4. Упаковка. 4.1. В состоянии поставки резервуары объемом свыше 10м3 (SB17-2ВФК*; SB172УВФК*; SB17-1ВФК*; SB17-1УВФК*) уложены на паллету и закреплены на ней с помощью капроновых строп. Упаковка других резервуаров (менее 10м3) осуществляется по требованию Потребителя. 4.2. Для исключения повреждения сервисного оборудования при отгрузке (перевозке) резервуаров потребителям, сервисное оборудование (все оборудование, которое устанавливается на резервуар)- демонтируется и упаковывается в коробки. 5. Транспортирование и хранение Транспортировка резервуаров осуществляется бортовой (тентованной или открытой) машиной. Во время перевозки резервуары должны быть надежно закреплены в кузове или содержаться в нем таким образом, чтобы предотвращалось поперечное или продольное перемещение или удар и обеспечивалась достаточная внешняя поддержка. Погрузочно-разгрузочные работы должны осуществляться с применением автопогрузчика с вилочным захватом (длина вил не менее 1300мм). Погрузка изделий в кузов автомобиля- только через открытый боковой (для изделий объемом свыше 8м3) борт кузова. Для малых изделий (менее 8м3) допускается погрузка через открытый задний борт автомобиля. Разгрузка изделий должна осуществляться таким образом, чтобы исключалась возможность повреждения, связанная с механическими нагрузками (падениями, ударами, сдавливанием и т.д.). Хранение резервуаров может осуществляться на открытых площадках. Для исключения перегрева поверхности оболочки емкости, необходимо исключать воздействие на резервуар прямого солнечного света при температурах наружного воздуха выше +20єС. Хранение емкостей на боковой поверхности без использования специальных паллет (см. п.4), а также штабелирование при хранении и транспортировке- не допускается. ООО «АНИОН» 20 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6. Указания (требования) по размещению резервуаров, по монтажу, вводу в эксплуатацию и эксплуатации. 6.1. Требования к монтажным организациям и специалистам: Монтаж емкостей, оборудования и трубопроводов, а также пусконаладочные работы должны осуществлять организации и специалисты, имеющие соответствующую квалификацию, имеющие строительные лицензии Госстроя РФ на проведение соответствующих работ, а для работ, связанных с монтажом оборудования, предназначенного для опасных жидкостей, специалисты должны быть аттестованы по правилам промышленной безопасности Ростехнадзора. Специалисты должны изучить и выполнять требования настоящей инструкции. 6.2. Указания по использованию, размещению, установке и оборудованию резервуаров: 6.2.1. В зависимости от видов установки связанных с использованием, резервуары делятся на группы: - Наземные стационарные резервуары - Подземные резервуары - Резервуары для транспортных средств 6.2.1.1. В качестве наземных резервуаров могут использоваться все емкости ООО «АНИОН» (кроме септиков С3000, J3000 и J4000), а изделия, не имеющие ровного основания, должны устанавливаться на специальную подставку или в корзину, которые способны выдержать вес заполненного резервуара и исключить его падение (опрокидывание). 6.2.1.2. Перемещение заполненных наземных резервуаров - не допускается. 6.2.1.3. Крепление резервуара к основанию- не требуется, однако должны быть предусмотрены упоры, фиксирующие его положение на основании. Упоры должны быть закреплены к основанию, крепление упоров к резервуару - запрещено. Высота упоров должна быть не менее 200 мм. Острые кромки на поверхности упора, соприкасающейся с оболочкой резервуара - не допускаются. При необходимости, резервуар должен быть оборудован конструкциями, обеспечивающими возможность доступа к элементам, расположенным на его верхней части для выполнения монтажных, ремонтных и др. работ, необходимость в которых может возникнуть в процессе эксплуатации (в т.ч., например, для перекрытия запорного устройства на трубопроводе выработки, для проведения регламентных или ремонтных работ). Наступать на верхнюю часть резервуара в связи с возможностью его повреждения, повреждений мест соединений, патрубков, трубопроводов и др. оборудования- запрещено. 6.2.1.4. Резервуар может устанавливаться в помещении (в отапливаемом и в не отапливаемом) или на открытой площадке, но под навесом для исключения перегрева (свыше +50°С) оболочки под воздействием прямых солнечных лучей. 6.2.1.5. Если резервуары предназначены для эксплуатации с жидкостями имеющими повышенную температуру( свыше +30°С до максимальной +50°С), то для таких условий должны использоваться только резервуары с увеличенной ООО «АНИОН» 21 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 толщиной стенки (индекс «У» или «Х» в обозначении резервуара») даже если эта рабочая жидкость имеет плотность до 1,2 г/см3 и при этом должен быть установлен как минимум один опоясывающий стягивающий бондаж шириной не менее 50мм на высоте 300-400 мм от днища. Если бондаж изготавливается из металла- он не должен иметь острых кромок, которые могли бы повредить оболочку резервуара при ее растяжении. 6.2.1.6. При необходимости установки резервуаров ниже поверхности земли и при отсутствии подвала, где бы они могли бы быть размещены - допускается их установка только в «сухой» (герметичный от грунтовых вод) железобетонный или другой прочный кессон, но при этом должны соблюдаться следующие требования: - засыпка резервуара песком, грунтом и пр.- не допускается - верхние плиты перекрытия кессона не должны опираться на резервуар, т.е. края плит должны выступать за габариты кессона - должен быть обеспечен доступ внутрь кессона (люк) для проведения обследования и возможного ремонта в процессе эксплуатации, а также желателен проход между стенками кессона и резервуаром для обеспечения выполнения ремонта - в кессоне должен быть установлен дренажный насос с электрическим поплавковым клапаном для автоматической откачки грунтовых вод в случае их появления. 6.2.1.7. Резервуар должен устанавливаться на ровной горизонтальной (отклонение от горизонта в месте установки резервуара- не более 10мм высоты на 1 метр длины) поверхности (площадке), не имеющей каких либо выступающих элементов или посторонних предметов. Площадка должна выдерживать массу заполненного контейнера. Резервуар должен опираться на эту площадку всей поверхностью днища. Установка резервуара на балочную конструкцию или свес днища (выступание днища за опорную площадку) - запрещены. 6.2.1.8. Требования к размещению и оборудованию безнапорных баков аккумуляторов воды в системе внутреннего водопровода зданий при круглогодичной эксплуатации - в соответствии с п.13.15 и 13.16 СНиП 2.04.01-85 («СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА. ВНУТРЕННИЙ ВОДОПРОВОД И КАНАЛИЗАЦИЯ ЗДАНИЙ»). При сезонной эксплуатации резервуаров (только в теплое время года) разрешается их установка в не отапливаемых помещениях или вне помещений, но под навесом. При этом вода должна быть слита до начала заморозков, а перед началом очередного сезона бак должен быть промыт. При эксплуатации должны быть приняты меры для снижения роста различных микроорганизмов в воде и на стенках внутри емкости (защита от нагрева и воздействия света). 6.2.1.9. Требования к размещению и оборудованию резервуаров с дизельным топливом в системах питания котлов и дизельных электростанций- в соответствии со сводом правил СП 89.13330.2012 («КОТЕЛЬНЫЕ». Актуализированная редакция СНиП II-35-76 «КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ»). 6.2.1.10. Требования к размещению и оборудованию резервуаров, предназначенных для хранения агрессивных и слабоагрессивных жидкостей - в ООО «АНИОН» 22 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 соответствии с ПБ 09-596-03 («ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ НЕОРГАНИЧЕСКИХ ЖИДКИХ КИСЛОТ И ЩЕЛОЧЕЙ»). 6.2.2.1. Для подземной установки разрешается использовать только специально предназначенные для такой установки резервуары: · Септики (С3000, J4000, J5000, С3700, С3700_2КАМ, С4900 и С4900_2КАМ, С1700,СН300У и СКД180) · Емкости «О»-образные (U2000* и U4500*) Категорически не допускается подземная установка с засыпкой в грунт других (кроме указанных) изделий, т.к. при этом: · Резервуары могут быть повреждены за счет сдавливания грунтовыми водами, за счет давления окружающим грунтом, а также при возникновении сил всплытия частично опорожненных резервуаров · Отсутствует информация об возможных утечках при повреждении резервуара 6.2.2.2. Септики ( в т.ч. С3000, J4000, J5000, С3700, С3700_2КАМ, С4900 и С4900_2КАМ) предназначены только для использования в системах очистки стоков, при этом не допускается: - использование в режиме наполнения-опорожнения (в качестве выгребной ямы или в качестве подземного накопительного резервуара для воды), т.к. это может привести к сдавливанию их стенок под действием гидростатического давления столба грунтовых вод при не полностью заполненном резервуаре. - использование в качестве наземного накопительного резервуара для воды 6.2.2.3. При установке септиков в системах очистки стоков в соответствии с их проектом, необходимо соблюдать следующие специальные требования к монтажу и эксплуатации полиэтиленовых септиков: · Изделия должны устанавливаться в котловане на ровную поверхность бетонной анкерной плиты (армированная бетонная плита толщиной около 25см с анкерными петлями), допускается подсыпка промежуточного (между плитой и септиком) выравнивающего слоя песка просеянного от камней и гравия толщиной до 10 см · Септик должен быть закреплен (от всплытия) к монтажным анкерным петлям плиты при помощи крепежных анкерных мягких натяжных ремней (обычно используют капроновые, не допускается использовать стальные тросы и ленты) · Септик снаружи и все пазухи вокруг должны быть послойно засыпаны слоями по 30см пескоцементной смесью ПЦС (100кг цемента на 1 м3 песка) с проливкой этих слоев водой с одновременной заливкой воды на 30 см во внутрь резервуара. Не допускается засыпка пазух котлована при превышении уровня засыпки над уровнем воды в резервуаре более, чем на 15см, а заливка резервуара водой до полного объема без засыпки пазух котлована ПЦС или превышение уровня воды в резервуаре над засыпкой более, чем на 15см. Верхняя часть септика (до 0,5м) может быть засыпана грунтом. ООО «АНИОН» 23 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 · После опорожнения септика для очистки в процессе эксплуатации, он сразу же должен быть заполнен водой более чем наполовину 6.2.2.4. Емкости «О»-образные (U2000* и U4500*) должны устанавливаться аналогично септикам, при этом допускается их полное опорожнение при выполнении мероприятий исключающих их всплытие. Емкости «О»-образные могут быть использованы в качестве подземных резервуаров для питьевой воды и резервуаров для сбора дождевой воды, а также могут использоваться в качестве расходного резервуара дизельного топлива в системах отопления и горячего водоснабжения при условиях исключения попадания топлива в грунт в случае повреждения резервуара (установка в сухой кессон) и наличия возможности контроля утечки топлива. 6.2.3. Специальные емкости типов 600ЕК, 600_1ЕК, ОНР610К3, 800_1ЕК, ОНРП800К3, 2500ВФК3, ОПЛ_3000ФК3, ОПЛ4000ФК3, ПБР350К и ПБР350К предназначены для установки на подвесной или прицепной сельскохозяйственный опрыскиватель при использовании в качестве расходного бака для рабочей жидкостей или для воды в качестве промывочного бака при условии соблюдения требований к их установке, креплению и эксплуатации в соответствии с требованиями соответствующих ТТ. На коммунальную и другую технику для перевозки воды, жидких реагентов и т.д. могут устанавливаться также емкости с вместимостью до 5м3 (в т.ч. цилиндрические, танки для воды, многоножки), при этом: · Резервуары должны быть надежно закреплены в транспортном в средстве от перемещений в соответствии с технической документацией · Резервуар должен опираться на плоскую площадку кузова транспортного средства всей поверхностью днища. Установка резервуара на балочную конструкцию или свес днища (выступание днища за опорную площадку) запрещены. · Для снижения ударных нагрузок от волны жидкости на днища резервуаров при движении транспортного средства, емкости должны располагаться как правило поперек направления движения. · Заполнение резервуаров оборудованных крышками «К3» допускается только через открытую горловину, закрытая заправка (через трубопровод)не допускается · Снятие (установка) заполненного резервуара с (на) транспортного средства- не допускается. 6.3. Указания по сборке и по дооборудованию резервуара, по подключению трубопроводов и установке оборудования : 6.3.1. В связи с тем, что резервуар и арматура - пластиковые и не покрываются консервирующими составами- нет необходимости в расконсервации. Следует перед монтажом резервуара проверить чистоту его внутренней поверхности на отсутствие стружки, мусора и посторонних предметов, которые должны быть удалены. Промывка требуется только в том случае, если внутренняя поверхность была загрязнена при перевозке и хранении ООО «АНИОН» 24 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.3.2. Сборка резервуара- в соответствии с чертежом, дооборудование- в соответствии с проектной документацией. 6.3.3. При необходимости дооборудования резервуара относительно тяжелыми агрегатами (например, насосами или электрическими мешалками или др.), эти агрегаты должны устанавливаться на специальную неподвижную металлоконструкцию, закрепленную на основании. Может быть выбран и другой конструктивный способ установки агрегатов, но при этом следует учесть, что особенностью всех пластмасс (в т.ч. полиэтилена оболочки резервуара) является то, что они деформируются («плывут») в местах длительного приложения нагрузки в процессе эксплуатации 6.3.4. После установки на резервуар отводов необходимо проверить герметичность мест соединений, расположенных ниже уровня заполнения и целостность оболочки наливом воды в емкость до уровня не ниже эксплуатационного. 6.3.5. Резервуар должен быть подключен к технологическим системам производственного участка: - системе вентиляции; - системе заправки (заполнения); - система опорожнения (выработки). В соответствии со СНиП 2.04.01-85 п.13.16, для безнапорных баковаккумуляторов следует также предусматривать: - переливную трубу, присоединяемую в точке наивысшего допустимого уровня воды в резервуаре; - спускную трубу, присоединяемую к днищу бака для обеспечения полноты слива и для обеспечения выполнения различных регламентных и ремонтных работ. 6.3.5.1. Магистраль вентиляции воздушной полости резервуара не должна иметь элементов, при работе или отказе которых в резервуаре может создаться давление свыше допустимого (0,05кгс/см2) - при заправке, или разрежение - при опорожнении и должна иметь достаточное сечение. Для воды, пищевых и не опасных жидкостей обычно сообщение воздушной полости осуществляется непосредственно с атмосферой того места (помещения), в котором установлен бак. Такое сообщение обеспечивает вентиляционное устройство (дыхательный клапан) установленное в крышке типа К2 (см. обозначение базовой емкости в разделе 1) Внимание: - Дыхательный клапан крышки К2 исключает создание в резервуаре недопустимого избыточного давления или разрежения только при заполнении или опорожнении с расходом жидкости до 300л/мин и если предполагаемый расход выше указанного- должно быть установлено дополнительное устройство для сообщения внутренней полости с атмосферой. - Заполнение резервуара с крышкой типа К3, в состав которой входит поплавковый вентиляционный клапан, через трубопровод заправки (заправка ! ООО «АНИОН» 25 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 под давлением) при закрытой крышке- запрещено, т.к. в случае переполнения возможно разрушение (повреждение) резервуара Для опасных веществ (в т.ч. для дизельного топлива) в соответствии со СНиП и ПБ, выпуск паров рабочих опасных жидкостей в помещение, где установлены резервуары - не допускаются. Концентрация опасных веществ в производственных помещениях и на выходе из вентиляции не должна превышать ПДК, согласованных в проекте. 6.3.5.2. Трубопровод заправки должен быть оборудован средствами автоматического отключения подачи жидкости в емкости при достижении предельного уровня заполнения (Нзmax) в соответствии с п.13.16 СНиП 2.04.01 п.3.5. ПБ 09-596-03. При заполнении резервуара, в нем должно быть оставлено незаполненное пространство, достаточное для того, чтобы при максимальной температуре рабочей жидкости (+50°С) степень его заполнения (Сз) была не более 0,98 от максимальной вместимости («Vв»). Максимальный заправляемый уровень жидкости (Нзmax) в резервуаре должен быть выбран: - для воды - таким образом, чтобы он был ниже уровня трубы перелива и чтобы степень заполнения (Сз) емкости была не более 0,98 от максимальной вместимости («Vв»); - для дизельного топлива степень заполнения (Сз) должна быть не более 0,93 от максимальной вместимости в связи с тем, что расширение топлива в диапазоне эксплуатационных температур достигает 5%. - для других жидкостей степень заполнения резервуара должна быть определена расчетным путем с учетом температурного расширения: Степень заполнения (Сз) резервуара при этом следует рассчитывать по формуле: Сз=0,98/(1+ά(50-tср)). В этой формуле ά – средний коэффициент объемного расширения рабочей жидкости в интервале температур от минимальной заправляемой (tmin) до максимально возможной в процессе эксплуатации (t50), а tср- средняя температура рабочей жидкости от минимальной до максимальной. ά=(dtmin- dt50)/ ∆t/ dt50 ,где: dtmin и dt50 – соответственно плотности при tmin и t50 температурах, а ∆t – диапазон температуры между t50 и tmin. 6.3.5.3. Магистраль выработки и др. трубопроводы, подключаемые к резервуару ниже максимального уровня заполнения, должны иметь запорные устройства непосредственно около резервуара для обеспечения возможности ее перекрытия в аварийных ситуациях и при ремонте резервуара и трубопроводов. ООО «АНИОН» 26 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.3.6. Подключение трубопроводов к емкости и прокладка трубопроводов: 6.3.6.1. Для обеспечения подключения трубопроводов к резервуарам, на них должны быть установлены присоединительные детали типа «отвод» (см. п. 2.3.1.1), патрубки на основе отводов (см. 2.3.1.4) или вварные патрубки (см. 2.3.1.2). Выполнение отверстий под отводы в резервуарах- см. в табл.4 п. 2.3.1.1, при этом: - В резервуарах объемом свыше 1м3 отверстия для «отводов» и установку вварных патрубков рекомендуется выполнять на заводе-изготовителе - Для обеспечения герметизации соединения «отвод-оболочка» для емкостей свыше 1м3, в месте установке уплотнительного кольца на внутренней (иногда внешней) поверхности оболочки, должна быть выполнена кольцевая проточка (цековка)на глубину не более 2мм (см. в табл.4- Дотв. b Дцик). - Для вертикальных цилиндрических резервуаров с вместимостью свыше 8м3: · Выполнение отверстий более Ш60мм под отводы подключаемых трубопроводов (свыше 2”) в нижней части резервуаров на высотах ниже 1 метра от днища- не допускается · Выполнение отверстий менее Ш60мм в нижней части резервуаров на высотах менее 1 метра от днища- допускается, но только в специальных местах или при соблюдении следующих условий: ! - по одному отверстию в каждой из четырех специальных равнорасположенных по периметру у днища плоских площадках - по одному отверстию с каждой стороны вдоль вертикальных линий равноудаленных от лежащих вышеуказанных нижних смежных плоских площадок (смещение на 45° от площадок по образующей) - в днище при соблюдении требований к установке резервуара (см. п. 6.2.1.7) - в других местах не указанных выше, но только при условии установки дополнительного опоясывающего стягивающего бондажа шириной не менее 50мм на высоте 300-400 мм от днища. Если бондаж изготавливается из металла- он не должен иметь острых кромок, которые могли бы повредить оболочку резервуара при ее растяжении. - Выполнение отверстий для трубопроводов свыше 2” (отверстий свыше 60мм) в нижней части (ниже трети высоты резервуара)- не допускается, т.к. при этом значительно снижается прочность оболочки резервуара и не гарантируется возможность длительной эксплуатации. - Вварка труб (в том числе полиэтиленовых ПНД или ПВД)- не допускается, т.к. материал оболочки (линейный полиэтилен LLDPE) отличен от материалов труб и качественное сварное соединение не возможно. - Вварка специальных патрубков типа ВП (ВПDN100,150 и 200) должна производиться только по отработанной технологии и с применением деталей (комплектующих и сварочного прутка) завода-изготовителя, т.к. только при этом обеспечивается достаточная прочность оболочки и соединения ООО «АНИОН» 27 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.3.6.2. Трубопроводы допускается присоединять только к установленному и зафиксированному (см. п. 6.2.1.3) в проектном положении резервуару. Монтаж трубопроводов следует вести - «от резервуара». Для обеспечения длительной безаварийной эксплуатации необходимо исключить напряжения (нагрузки), которые могут возникнуть в месте установки штуцера (отвода) на оболочку резервуара при подсоединении трубопроводов, при эксплуатации резервуара (температурные напряжения и напряжения, связанные с заполнением и опорожнением), при работе (открытии и закрытии) запорной арматуры, а также температурные напряжения и напряжения от веса трубопровода. Компенсация напряжений может быть достигнута за счет: · Установки между резервуаром и трубопроводом гибкой (шланговой) подводки; · Установки около емкости гнутого «П»-образного пластикового компенсатора (конструкцию и размеры- см. СП 40-102-2000 «СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ»), обеспечивающего линейную компенсацию (∆l) по вертикали- 50мм и (или) 30мм- по горизонтали. · Установки ограниченно-подвижных соединений. · Установки между резервуаром и трубопроводом специальных резиновых или сильфонных компенсаторов. Подключение пластиковых, металлопластовых и металлических трубопроводов непосредственно к штуцеру емкости- запрещено. Наличие компенсаторов не исключает необходимости правильного и точного выполнения монтажных работ. 6.3.6.3. Резиновое кольцо патрубка ПРФ перед установкой на патрубки ВП резервуара должно быть смазано силиконовой смазкой. 6.3.6.4. Требования к монтажу присоединяемых к фланцевым патрубкам типа «ПФ» (см. п.2.3.3) или патрубку типа «ПРФ» (см. п. 2.3.4) деталей: · Несносность- не более 1мм; · Угловое смещение- не более 0,5°; Расстояние (Н) от торца патрубка типа «ПРФ*» до фланца вварного патрубка«ВПDN*» емкости (см. рис. 17) после подключения трубопроводов и перед первым заполнением резервуара указаны в таблице 9 Табл.9 1 2 3 ПРФ110 ПРФ160 ПРФ225 Н (мм) 60+5 80+5 80+5 Рис.17 ООО «АНИОН» 28 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.3.6.5. Требования к установке присоединяемых к резиновому компенсатору (см. п. 2.3.5) деталей: · Несносность- не более 3мм; · Угловое смещение- не более 3°; · Длина компенсатора при незаполненном (перед заполнением) резервуаре105+4мм (для компенсаторов с высоким гофром) или 130+4 (для компенсаторов со типовым гофром и с пониженной жесткостью) Концы болтов М16 должны выступать за внутреннюю плоскость фланцев компенсаторов с высоким гофром (компенсаторы длиной L=105мм) на величину не более 3мм 6.3.6.6 Выполнение вышеуказанных требований к установке, достаточность и правильность крепления ответных трубопроводов следует проконтролировать после окончания монтажа. Для контроля несносности необходимо снять болты крепления патрубка ПФ или ПРФ к ответной детали. При несоответствии монтажа указанным требованиям- необходимо доработать присоединяемый трубопровод. 6.3.6.7. Запорная арматура (кран) должна быть установлена за компенсатором и неподвижно закреплена к строительным конструкциям для того, чтобы усилия, возникающие при пользовании арматурой не передавались на соединения и трубы. Непосредственная установка крана на штуцер резервуара- запрещена. 6.3.6.8. Прокладка трубопроводов- в соответствии с ПБ 09-596-03, соответствующими рабочей жидкости СНиПами и своду правил по проектированию и строительству СП40-102-2000. Для исключения нагрузок (в т.ч. от веса трубопровода) присоединяемый к резервуару (к компенсатору у резервуара) трубопровод должен быть закреплен непосредственно у соединения. 6.3.7. Резервуар должен быть оборудован конструкциями, обеспечивающими возможность доступа к элементам, расположенным на его верхней части для выполнения монтажных, регламентных, ремонтных и др. работ, необходимость в которых может возникнуть в процессе эксплуатации (в т.ч. для перекрытия запорного устройства на трубопроводе заправки и для промывки (очистки) резервуара при проведении регламентных работ). Наступать на верхнюю часть резервуара при выполнении указанных работ в связи с возможностью повреждения - запрещено. 6.3.8. Установка уровнемера «УР» – в соответствии с инструкцией по монтажу в паспорте на уровнемер. 6.3.8.1. Установка уровнемера «УР» должна производиться по черт. УР.600.000 (см. паспорт «УР»). При этом два (три) хомута из комплекта уровнемера крепить саморезами к оболочке контейнера в специально оборудованных местах (к оболочке приварены две (три) пластины для крепления). 6.3.8.2. Установка датчиков ВБИ должна производиться по черт. ВБИКр50. После установки датчиков- проконтролировать отсутствие зазора между датчиком и прозрачной трубой. Подключение датчиков к электросети производится посредством постоянно проложенного кабеля в двойной изоляции 2х1,5мм2. ООО «АНИОН» 29 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 Датчик ВБИ- двухпроводный, имеет клемную коробку с зажимами под винт провода сечением до 2,5 мм2. Подключение проводов внешнего кабеля обеспечивает степень защиты IP65. Датчик не имеет защиту от перегрузки, поэтому недопустимо подключать его к источнику питания без нагрузки или превышать (даже кратковременно) значение номинального тока. В частности, недопустимо проверять работоспособность датчика лампами накаливания. Схему подключения датчика ВБИ см. на черт. ВБИКр50. 6.4. Указания по эксплуатации: 6.4.1. Периодически для неопасных жидкостей и ежедневно - для опасных резервуар должен осматриваться с целью установления отсутствия повреждений, которые могут привести к снижению прочности оболочки, а также отсутствия повреждений сервисного оборудования и его надлежащего функционирования. При обнаружении повреждений резервуара и сервисного оборудования, он должен быть опорожнен и не должен использоваться. При обнаружении повреждений технологического и трубопроводного оборудования , связанного с резервуаром, должны быть приняты меры для исключения возможности утечки рабочей жидкости. 6.4.2. Запрещается заполнение (заправка) резервуара при неработающей системе защиты от переполнения. 6.4.3. Заправка и опорожнение резервуара, а также хранение опасных веществ должны выполняться строго в соответствии с действующей нормативной документацией. 6.4.4. Температура рабочей жидкости и окружающей среды - в соответствии с п. 2.5 и условиями хранения рабочей жидкости. 6.4.5. Резервуары могут использоваться только с теми жидкостями, которые указаны в паспорте. 6.4.6. Объем и периодичность регламентных работ (промывка, очистка и т.д.) определяются потребителем в зависимости от рабочей жидкости и условий эксплуатации. 6.4.7. При очистке резервуара запрещается использование устройств для механической очистки (скребки, металлические щетки, абразив и т.д), т.к. это может привести к повреждению оболочки (уменьшение толщины, надрезы, сколы, трещины и т.д.). Разрешается использование любых моющих средств. 6.4.8. Запрещается крепить (подвешивать) за емкость и ее патрубки и устанавливать на нее другие детали и элементы, если это не предусмотрено в чертеже на резервуар. 6.4.9. Запрещается наступать на резервуар и его патрубки в процессе монтажа и эксплуатации. 6.4.10. Для безнапорных баков - аккумуляторов воды, устанавливаемых в не отапливаемых помещениях или вне помещений, вода должна быть слита до начала заморозков, а перед началом очередного сезона - бак должен быть промыт. ООО «АНИОН» 30 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.5. Указания по выполнению ремонтных работ: Качественная сварка (в т.ч. заваривание трещин) достигается при сваривании пластиковых деталей из одинаковых материалов и при использовании сварочного прутка из того же материала. Емкости ООО «АНИОН» изготавливаются из линейного полиэтилена (LLDPE), который плохо сваривается с другими полиэтиленами, например ПНД или ПВД. Для сварки емкостей следует использовать только сварочный пруток ПРС2432Д4 (ООО «АНИОН»,цвет: натуральный, черный или желтый). Сварку необходимо выполнять в помещении, при положительной температуре. Наличие сквозняков может ухудшить качество сварки. 6.5.1. Оборудование для сварки. Для сварки можно использовать следующее оборудование: · Промышленный ручной аппарат (см. рис. 18) горячего воздуха (тепловой фен) с плавной регулировкой и индикацией температуры и с насадкой имеющей круглое соплом Ш около 10мм; Рис.18 ИЛИ · Ручной сварочный экструдер (например, 3002CS фирмы «LEISTER»Швейцария, см. Рис.19), оборудованный: · Устройством автоматической, регулируемой подачей сварочного прутка (расплава); · Тепловым феном для разогрева места сварки; · Плавной регулировкой и индикацией температуры; · Специальными фторопластовыми насадками Рис.19 ИЛИ · Ручной сварочный экструдер типа «DradeR» (Канада), оборудованный: · Устройством автоматической, регулируемой подачей сварочного прутка (расплава); · Устройством для разогрева сварочной головки; · Плавной регулировкой и индикацией температуры; · Специальными сварочными головками Рис.20 Наилучшее качество сварки при ремонте емкостей использовании аппаратов типа «DradeR» (см. рис.20). ООО «АНИОН» достигается при 31 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.5.2.. Температурные режимы оборудования для сварки. 6.5.2.1. Температура воздуха устанавливаемая на тепловом фене- около +280°С 6.5.2.2. Для ручного сварочного экструдера: - температура экструдера- +230°С; - температура воздуха- +280°С. 6.5.2.3. Для ручного сварочного экструдера типа «DradeR» устанавливается температура расплава и сварочной головки- +265°С. 6.5.3. Заваривание отверстий. Мелкие отверстия (до Ш10мм) просто заполняются расплавом сварочного прутка, при этом должны быть разогреты (подплавлены) и кромки отверстия в емкости (см. рис.21). Большие отверстия в емкости следует закрыть листом из полиэтилена LLDPE с габаритами большими размеров отверстия, при этом лист необходимо обварить по контуру непрерывным швом как снаружи, так и изнутри емкости по контуру отверстия (см. рис.22). Рис.21 Рис.22 6.5.4. Заваривание трещин. 6.5.4.1. Подготовка места сварки. Перед завариванием трещины необходимо: · Теркой или рашпилем зачистить снаружи и изнутри место вдоль трещины (обезжиривание с помощью растворителей- не допускается). При проведении последующих работ следить, чтобы место сварки- не загрязнялось. Грязь и следы масла (в т.ч. от грязных рук) ухудшают качество сварки, особенно при сваривании с помощью ручного теплового фена. · Для прекращения развития трещины выполнить в ее концах отверстия Ш5-6мм; · С помощью электролобзика сделать пропил шириной 0,8…1,5мм вдоль трещины (от одного до другого концевых отверстий) · Для стенок с толщиной менее 5мм снаружи емкости, а для стенок толщиной более 5 мм- с двух сторон разделать кромки трещины (пропила) под углом 90° с помощью треугольной цикли (см. рис.23), аналогично нужно разделать и кромки концевых отверстий ООО «АНИОН» 32 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 Рис.23 6.5.4.2. Заваривание места образования трещины. Заварку трещины выполняют снаружи емкости для стенок толщиной до 5 мм, а для стенок толщиной более 5мм- снаружи и изнутри. При сварке необходимо заполнить весь образованный паз расплавом полиэтилена, при этом должны разогреваться (подплавляться) и кромки емкости. Расплав должен немного (до 1мм) выступать как с наружной, так и с внутренней стороны (см. рис . 24). После окончания сварки рекомендуется прикатать металлическим роликом сварной шов снаружи и изнутри емкости. Рис.24 6.5.5. Особенности при сварке различным сварочным оборудованием: 6.5.5.1 При сварке тепловым феном: · Необходимо разогревать одновременно сварочный пруток и место сварки на емкости (см. Рис.25), при этом сварочный пруток должен полностью расплавляться (до прозрачного состояния), а на емкости должен подплавляться только поверхностный слой. Следует избегать перегрева оболочки емкости, т.к. это может привести к прожигу, если же оболочку не достаточно нагреть - прочность соединения будет недостаточной. · Расплавленный сварочный пруток укладывается (вдавливается) в место сварки (в заранее приготовленную для него канавку). Работа выполняется за несколько последовательных проходов, при этом при первом проходе расплав прутка следует вдавить в канавку так, чтобы он немного вышел с противоположной стороны щели 0,8…1,5мм (см. рис. 24). · Выступающий за поверхность стенки полиэтилен следует прокатать с помощью металлического валика (ролика) до окончания полного застывания расплава. · После окончания работ по заварке нужно оплавить места зачистки струей горячего воздуха фена или газовой горелки. Рис.25 ООО «АНИОН» 33 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.5.5.2. Сварка ручным сварочным экструдером, оборудованным тепловым феном. Данная сварка выполняется аналогично сварке тепловым феном. Отличие ее в том, что при сварке экструдером расплав прутка подается под некоторым давлением непосредственно к месту сварки и нет необходимости контролировать расплав. Однако режимы сварки (скорость подачи прутка и скорость сварки) должны быть подобраны таким образом, чтобы: · Фен экструдера подплавлял поверхностный слой оболочки емкости; · Расплав выходил с противоположной стороны щели канавки 0,8…1,5мм (см. рис. 24); · Расплав полностью заполнял канавку с одной стороны за один проход. Выступающий за поверхность стенки полиэтилен следует прокатать с помощью металлического валика (ролика) до окончания полного застывания расплава. После окончания работ по заварке нужно оплавить места зачистки струей горячего воздуха фена или газовой горелки. 6.5.5.3. Сварка ручным сварочным экструдером типа «DradeR». При сварке экструдером типа «DradeR» расплав прутка подается под некоторым давлением непосредственно к месту сварки, а при придавливании сварочной головки аппарата гарантированно подплавляются кромки места сварки. Изображение для сварного шва при сварке с одной стороны- см. на рис.26, а изображение процесса сварки- на рис.27. Рис.26 Рис.27 Выступающий за поверхность стенки полиэтилен следует прокатать с помощью металлического валика (ролика) до окончания полного застывания расплава. После окончания работ по заварке нужно оплавить места зачистки струей горячего воздуха фена или газовой горелки. ООО «АНИОН» 34 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 6.6. Вывод из эксплуатации, утилизация. Вывод из эксплуатации производится путем демонтажа резервуара из технологической линии, снятия с нее всех комплектующих (установленного оборудования) и нейтрализации всех поверхностей резервуара и арматуры, контактирующих с агрессивными (опасными) жидкостями. Для изготовления резервуара использовались материалы, которые могут быть вторично переработаны: · Материал оболочки емкости- линейный полиэтилен (LLDPE); · Материал арматуры- различные пластики: ПЭ, ПП и ПВХ. 7. Гарантии изготовителя 7.1. Срок службы указывается в паспорте на конкретное изделие. Как правило срок службы: - для резервуаров, предназначенных для хранения воды, пищевых До 25 лет жидких продуктов, дизельного топлива и др. неагрессивных веществ: - для резервуаров, предназначенных для хранения агрессивных 3 года жидкостей: Эксплуатация в течение срока службы- по состоянию. Критерий оценки состояния - отсутствие повреждений и изменения внешнего вида (трещин на поверхностях) и отсутствие сигналов о разгерметизации оболочек. 7.2. Гарантийный срок службы- 1 год со дня отгрузки оборудования потребителям, но не более 1,5 лет с даты изготовления. 7.3. Предприятие-изготовитель гарантирует: соответствие изделий требованиям ТУ2291-005-17152852-01(13) и их работоспособность при соблюдении потребителем условий транспортирования, хранения, монтажа, запуска в эксплуатацию и эксплуатации в течение гарантийного срока. 7.4. Гарантии не распространяются на недостатки изделия, вызванные следующими причинами: · Использованием с нарушением указаний (требований) по монтажу, вводу в эксплуатацию и эксплуатации, либо небрежным обращением; · Создание в резервуаре недопустимого избыточного давления или разрежения; · Самостоятельно выполненная доработка изделия (выполнение отверстий под «отводы», варка труб и патрубков) · Механическим повреждением изделия или его комплектующих возникшим в результате удара или падения, либо применения чрезмерной силы в процессе транспортирования, хранения, монтажа или эксплуатации; · Изменения комплектации изделия без согласования с изготовителям; · Воздействием низких и высоких температур, не разрешенных Руководством по эксплуатации; · Хранения не оговоренных в паспорте жидкостей; · Действием непреодолимой силы (несчастный случай, пожар, наводнение, неисправность электрической сети, удар молнии и т.д.). ООО «АНИОН» 35 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 8. Сертификаты. ООО «АНИОН» 36 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 ООО «АНИОН» 37 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 ООО «АНИОН» 38 ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИ № ИМиРЭ_НСЕМК-2013 ООО «АНИОН» 39

Часть I. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта.

Инструкция по эксплуатации и установке Бак содержит внутренний эмалированный резервуар При монтаже руководствуйтесь инструкцией.

ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ, РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ.