Монтаж стальных вертикальных резервуаров
Наиболее сложным и трудоемким объектом при строительстве НПС являются резервуары и резервуарные парки.
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовьк объектов 62?
В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.
Резервуары бывают подземные и наземные. Подземныминазывают резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей(типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 18.15.2) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м толщиной 4...25 мм со щитовой конической или сферической кровлей.
При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.
Щитовая кровля опирается на фермы и на центральную стойку (у резервуаров большой емкости).
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50 000 куб. м. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей(типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18.15.3).
Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, так как появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее — к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, поскольку пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.
Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.
628 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100—400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов (1) различных конструкций.
Рис. 18.15.2.Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 куб. м со щитовой кровлей: 1 — корпус; 2 — щитовая кровля; 3 — центральная стойка; 4 — шахтная лестница, 5 — днище
Глава 18. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов 629
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие (6) из труб, которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти. В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки (7), расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.
Рис. 18.15.3.Резервуар с плавающей крышей: 1 — уплотняющий затвор; 2 —крыша;3 — шарнирная лестница; 4 —предохранительный клапан; 5 — дренажная система; 6 — труба; 7 — стойки; 8 — люк
Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном(типа РВСП) — это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических мате-
630 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
риалов в отличие от металлических практически непотопляемы, они монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.
При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСГЖ используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары(тип РГС) вотличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 куб. м. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.
На резервуарах устанавливаются (рис. 18.15.4):
• оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров
и снижение потерь нефти;
• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
• противопожарное оборудование;
• приборы контроля и сигнализации.
Рис. 18.15.4. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов: 1 — световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — дыхательный клапан; 4 — огневой предохранитель; 5 — замерный люк; 6 — прибор для замера уровня; 7 — люк-лаз; 8 — сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — приемо-раздаточный патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению коси лестницы; 14 — предохранительный клапан
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовых обьектов 631
К группе оборудования для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти относятся:
• дыхательная арматура;
• приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
• средства защиты от внутренней коррозии;
• оборудование для подогрева нефти.
Дыхательная арматура резервуаров включает в себя дыхательные (3) и предохранительные (14} клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых— на 5—10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.
Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.
Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются.
Приемо-раздаточные патрубки (10) служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки (9), предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления (12), включающей трос с бараба-
632 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
ном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.
В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран (8) и монтируют протекторы на днище резервуара.
При транспортировке высоковязкой и высокозастывающей нефти резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применяют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.
Для обслуживания и ремонта резервуаров используется следующее оборудование:
• люк-лаз;
• люк замерный;
• люк световой;
• лестница.
Люк-лаз (7) размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.
Люк замерный (5) служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.
Люк световой (1) предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.
Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.
Лестница (15) служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60°, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием:огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовых объектов 633
В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.
В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.
В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены.
Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:
• местные и дистанционные измерители уровня нефти;
• сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уров
ней нефти;
• дистанционные измерители средней температуры нефти в ре
зервуаре;
• местные и дистанционные измерители температуры жидкости
в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резер
вуаров средствами подогрева);
• сниженный пробоотборник и др.
Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня: «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие местные уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборники типа ПСР.
634 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.
Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ (6), принцип работы которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем.
Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа ПСР или типа «перфорированная труба».
Особенности оборудования резервуаров с плавающими крыша-ми.Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются непосредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей образуется газовое пространство. При последующем заполнении резервуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши производят организованно — через дыхательные клапаны.
Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.
Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализацию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей крыше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дренажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта система является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года.
Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность плавающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирает-
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовых объектов 635
ся на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).
В центральной части плавающей крыши установлен дополнительный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально противоположно.
Общий вид резервуарного парка представлен на рис. 18.15.5 (см. цветную вклейку).
Рассмотрим способы и очередность монтажа вертикальных стальных резервуаров.
Основным методом сооружения резервуаров является метод ру-лонирования, при котором стенки, днища, центральные части плавающих крыш и понтонов поставляют на монтажную площадку в виде рулонированных полотнищ, а покрытия, короба понтонов и плавающих крыш, кольца жесткости и другие конструкции — укрупненными элементами. Кроме того, применяется метод полистовой сборки резервуаров. До начала монтажа резервуара сооружается фундамент.
Транспортирование рулонированной конструкции высотой до 12 м производится на четырехосной железнодорожной платформе грузоподъемностью 60 т, высотой 18 м — на железнодорожном транспортере сцепного типа грузоподъемностью 120 т или на четырехосной железнодорожной платформе грузоподъемностью 60 т с двумя платформами прикрытия.
Монтаж днища.Монтаж днища, состоящего из центральной рулонированной части и окраек, производят в следующем порядке:
• укладывают в проектное положение окрайки, контролируя пра
вильность их укладки с помощью разметочного приспособления,
закрепленного в центре основания. При монтаже резервуаров
объемом более 20 000 куб. м окрайки следует укладывать по ра
диусу, превышающему проектный на величину усадки кольца
окраек после сварки (10— 15 мм), что должно быть предусмотре
но ППР. По окончании сборки кольца окраек необходимо про
верить отсутствие изломов в стыках окраек, отсутствие проги
бов и выпуклостей, горизонтальность кольца окраек;
• прихватывают собранное кольцо окраек и сваривают радиаль
ные стыки;
• накатывают рулоны днища на основание по специально устро
енному пандусу;
• развертывают рулоны днища с учетом наименьшего перекатыва
ния рулонов на одном участке основания и с последующим
636 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
перемещением развернутых полотнищ в проектное положение, соблюдая следующий порядок:
• устанавливают рулон в исходное положение для развертывания
и срезают удерживающие планки;
• развернув наружное полотнище, перемещают его в положение,
близкое к проектному. Таким же образом развертывают осталь
ные полотнища;
• устанавливают центральное полотнище в проектное положение;
• параллельно прямолинейным кромкам полотнища наносят рис
ки на расстоянии величины нахлестки полотнищ. По рискам
приваривают ограничительные пластины и с помощью тракто
ра смещают промежуточные полотнища в проектное положение
(до упора о ограничительные пластины). Аналогичным образом
укладывают остальные полотнища;
• сваривают днище в соответствии с требованиями ППР. Перед
сваркой необходимо проверить: соответствие размеров днища
проектным; соблюдение размеров в нахлесточных соединениях,
особенно в местах двойной нахлестки; предусмотренное проек
том расположение окраек относительно средней части днища;
правильность размещения и зачистку прихваток.
Монтаж плавающей крыши.Центральную часть плавающей крыши (понтона) монтируют после разметки днища резервуара и прихватки плит под опорные стойки в следующем порядке:
• накатывают рулоны и развертывают их на днище резервуара;
• развернутые элементы центральной части плавающей крыши
сваривают между собой. Центральный монтажный стык сва
ривают на треть длины, начиная от центра в обе стороны и на
всю длину, когда открытый (ребристо-кольцевой) понтон сва
ривают из отдельных элементов, собираемых на монтажной
площадке;
• по окончании сборки и сварки полотнищ центральной части про
веряют правильность расположения центральной части относи
тельно криволинейной кромки окраек и прихватывают днище
плавающей крыши (понтона) к днищу резервуара.
После завершения монтажа центральной части плавающей крыши (понтона) на нее переносят центр днища резервуара, закрепляют в центре разметочное приспособление и производят разметку кольцевых рисок установки подкладного листа под монтажную стойку (на 10 мм больше радиуса подкладного листа) и контроль вертикальности монтажной стойки (размер определяется в зависимости от диаметра центрального щита). Кроме того, наносят риски, определяющие по-
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовых объектов 637
ложение опорных стоек плавающей крыши (понтона) и места приварки скоб для крепления расчалок монтажной стойки.
Монтаж стенки.Установка рулонов в вертикальное положение производится с опиранием на шарнир краном, перемещающимся в процессе подъема по специально подготовленной площадке. Рулон может быть поднят в вертикальное положение двумя кранами без опорного шарнира.
Монтажную стойку, используемую для укладки щитов покрытия, устанавливают в центре днища резервуара.
До начала развертывания рулона стенки к днищу резервуара по кольцевой риске приваривают ограничительные уголки с интервалом 250—300 мм. В зоне вертикального монтажного стыка на расстоянии 3 м в обе стороны от стыка по окончании формообразования концов полотнищ приваривают ограничительные уголки. Развертывание рулона производят трактором с помощью каната и тяговой скобы, привариваемой к рулону на высоте 500 мм.
Элементы опорного кольца и колец жесткости устанавливают по мере развертывания полотнища стенки. Предварительно верх стенки в местах установки колец с помощью расчалок и переносной скобы выводят в проектное положение.
После установки второго и последующего элементов, прихватки и приварки их к стенке проверяют вертикальность стенки по отвесам и только тогда производят сварку элементов между собой. Установку элементов кольца жесткости ведут аналогично установке элементов опорного кольца.
Монтаж стационарных покрытий.Первым укладывают начальный щит, имеющий две несущие балки, затем промежуточные щиты, имеющие по одной несущей балке, и в последнюю очередь укладывают замыкающий щит, не имеющий несущих балок. Первый щит покрытия устанавливают по разметке. Плоские щиты сначала опускают вершиной на центральную стойку. После закрепления вершины щита болтами опускают основание щита с ловителями на стенку резервуара. Щиты прихватывают к стенке резервуара и друг к другу.
Монтаж резервуаров с горизонтальным развертыванием стенок.Технологию монтажа резервуаров, характеризующуюся горизонтальным развертыванием рулонов стенок на специальном стенде-кондукторе с последующей установкой изготовленного на стенде блока стенки в проектное вертикальное положение, целесообразно применять для резервуаров объемами 20 000 куб. м и более, особенно при сооружении парка резервуаров. Остальные конструктивные элементы:
638 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
днища, плавающие крыши, покрытия и другие — монтируются способами в соответствии с вышерассмотренными разделами.
Рулон стенки с помощью одного-двух кранов укладывается в горизонтальном положении на опору, которая устанавливается рядом со стендом (рис. 18.15.6}. К начальной кромке рулонированного полотнища прикрепляется тяговая балка, оборудованная отводными блоками, через которые тросы идут на две электролебедки с тяговым усилием О = 8 тс каждая. После обрезки удерживающих планок с соблюдением необходимых мер предосторожности производят развертывание и натаскивание полотнища на стенд.
Рис. 18.15.6.Схема горизонтального развертывания рулона и надвигания полотнища стенки на стенд: 1 — стенд; 2 — опора; 3 — рулон; 4 — полотнище стенки; 5 — электрические лебедки
На закрепленном на стенде полотнище монтируются другие конструктивные элементы стенки (для резервуаров с плавающей крышей — элементы верхней кольцевой площадки и промежуточных колец жесткости). После установки блока в проектное положение его раскрепляют расчалками, приваривают стенку к днищу резервуара с наруж-
Глава 18. Технология и организация строительства наземных нефтегазовых объектов 639
ной стороны, разбирают и отсоединяют от полотнища стенд, который используют для монтажа следующих блоков.
Монтаж резервуаров полистовым методом.Технологический процесс сборки и сварки днищ резервуаров и центральных частей плавающих крыш (понтонов), монтируемых из рулонных заготовок, с целью получения минимальных сварочных деформаций должен предусматривать следующий порядок производства работ:
• монтируют окрайки днища, собирая стыки между ними на оста
ющейся подкладке с зазором клиновидной формы, равным у пе
риферии 4—6 мм, а у другого конца стыка 10—12 мм. Стыки
закрепляют гребенками и сваривают на длине 200—250 мм в мес
тах примыкания стенки;
• монтируют рулонированные полотнища днища резервуара и сва
ривают соединения между ними только на площади, закрывае
мой впоследствии днищем плавающей крыши (понтона), не до
варивая концы стыков на 2 м;
• после приварки на днище плит под опорные стойки и испытания
сварных соединений днища резервуара на герметичность мон
тируют полотнища плавающей крыши (понтона). Соединения
между ними не доваривают по концам на длину 2 м;
• монтируют первый пояс стенки резервуара, сваривают его вер
тикальные стыки, затем приваривают к окрайкам днища;
• после сварки пояса с окрайками зазор в стыках окраек стано
вится нормальным, и стыки сваривают по всей их длине. За
тем собирают полотнища днища резервуара с окрайками и
приваривают их. В последнюю очередь заканчивают сварку
соединений между полотнищами, которые оставляли не сва
ренными;
• днище плавающей крыши (понтона) после монтажа и сварки вто
рого пояса стенки резервуара, монтажа и сварки коробов пон
тона собирают и сваривают (рис. 18.15.7) вначале с ребром пон
тона, затем заваривают соединения между полотнищами, кото
рые ранее оставались не сваренными.
Монтаж плавающей крыши, ее подъем для установки опорных стоек, монтаж оборудования и направляющих крыши выполняют в той же последовательности, что на резервуарах со стенкой из рулонных заготовок.
Испытания и приемка резервуаров.Испытание резервуаров повышенного давления (> 0,002 МПа) производится в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом их конструктивных особенностей.
640 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
При испытании резервуаров низкого давления (< 0,002 МПа) на прочность и устойчивость избыточное давление принимается на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний, а продолжительность нагрузки 30 мин. Создание избыточного давления и вакуума осуществляют либо с помощью налива или слива при закрытых люках и штуцерах, либо с помощью компрессоров и вакуумных насосов.
Рис. 18.15.7. Схема сборки и сварки днища из листов: I — окрайка; 2 — периферийные листы; 3 — зона; 4 — шов между зонами; 5 — шов между периферийными листами и зонами; 6 — стенка
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в его процессе на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи, уровень воды не будет снижаться, а осадка резервуара будет соответствовать требованиям проекта. На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт, а при сдаче в эксплуатацию — паспорт.