1. Общие положения РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04

1.1 Назначение и область применения норм

1.1.1 Настоящие нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для нефти объемом 1000-50000 м³ (далее Нормы) предназначены для проектирования резервуаров и резервуарных парков ОАО АК «Транснефть».

Нормы устанавливают технические требования к конструкции, материалам, изготовлению и монтажу, оборудованию стальных вертикальных цилиндрических резервуаров (далее резервуаров) для приема, откачки и хранения товарной нефти по ГОСТ Р 51858-2002 на объектах магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть», а также требования к обустройству резервуарных парков.

1.1.2 Настоящие Нормы распространяются на вновь строящиеся и реконструируемые с полной заменой металлоконструкций резервуары объемом по строительному номиналу от 1000 до 50000 м³ и резервуарные парки.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.1.3 При разработке проектов капитального ремонта (реконструкции с частичной, или полной заменой металлоконструкций) резервуаров должны быть учтены требования п. 1.2, п. 1.3.3, п. 1.3.5, п. 1.4.2, п. 1.4.4, п. 1.5, п. 1.6.3, п. 1.7.4, п. 2.1.3, п. 2.3.2.7, табл. 2.11. Исключить — п. 1.5.2, п. 1.5.3, кроме столбца 4 и 6 таблицы 1.1, п. 1.5.4, п. 1.5.5, п. 1.5.6;

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.1.4 Нормы обязательны для исполнения всеми организациями при проектировании, изготовлении, монтаже, капитальном ремонте, пусконаладочных работах и экспертизе промышленной безопасности резервуаров и резервуарных парков ОАО «АК «Транснефть».

1.1.5 Проектирование резервуаров объемом по строительному номиналу более 50000 м3 выполняется по индивидуальным техническим условиям с учетом требований настоящих Норм.

1.1.6 Настоящие Нормы не распространяются:

• на резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 2,0 кПа и рабочим вакуумом более 0,25 кПа;
• на резервуары, предназначенные для приема, откачки и хранения товарной нефти с температурой свыше 50 °С.

1.2 Термины, определения и принятые сокращения

1.2.1 В настоящих Нормах приняты следующие термины и сокращения:

— заказчик — дочерняя организация ОАО АК «Транснефть»;

— проектировщик — проектная организация, выполняющая работы по разработке проектно-сметной документации, в соответствии с заданием заказчика на проектирование;

— технологический резервуар — емкость, предназначенная для приема, хранения, откачки и измерения объема нефти;

— резервуар для аварийного приема (сброса) нефти — емкость, предназначенная для приема нефти при срабатывании предохранительных клапанов и задвижки на байпасной линии предохранительных клапанов, при ошибочных действиях персонала, а также при закрытии задвижек трубопроводов резервуарного парка в случае достижения в резервуарах максимального аварийного уровня;

— резервуарный парк — группа (группы) резервуаров, размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой;

— ветровое кольцо жесткости на резервуарах РВСПК — металлическая конструкция, предназначенная для сохранения цилиндрической формы корпуса резервуара, придания ему жесткости с целью противодействия ветровой нагрузке и располагаемая на последнем (верхнем) поясе стенки резервуара;

— периферийные листы днища — элементы днища, резервуара, на которые опирается и крепится стенка;

— окрайка — часть днища резервуара, на которую опирается стенка, которая состоит из краевых листов сваренных встык на оставшейся подкладке;

— объем по строительному номиналу Vстр — объем, определяемый высотой стенки и диаметром резервуара;

— цикличность нагружения резервуара — количество случаев увеличения уровня взлива в резервуаре в течение года свыше:

(h_нач — h_кон)/H ³ 0,2,                                                                                           (1)

где h_нач — начальный уровень взлива,

h_кон — конечный уровень взлива,

H — высота стенки резервуара;

— АСКП — автоматическая система комплексного пожаротушения;

— АСПТ- автоматическая система подслойного пожаротушения;

— КМ — конструкции металлические;

— ПСД — проектно-сметная документация;

— ППР — проект производства работ;

— РВС — резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей;

— РВСП — резервуар вертикальный стальной со стационарной стальной крышей и алюминиевым понтоном;

— РВСПА — резервуар вертикальный стальной с алюминиевым понтоном и со стационарной алюминиевой купольной крышей;

— РВСПК — резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

— НТД — нормативно-техническая документация.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.2.2 Используемые в настоящих Нормах определения «Минимально допустимый уровень», «Максимально допустимый уровень», «Максимальный аварийный уровень», «Нормативный уровень нижний», «Нормативный уровень верхний», приняты согласно «Регламента расчета полезной емкости, емкости для товарных операций и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки».

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.3 Общие требования к организации работ по проектированию резервуаров

1.3.1 Проектировщик осуществляет разработку ПСД на строительство резервуаров в соответствии с заданием Заказчика на проектирование и на основании настоящих Норм.

1.3.2 На строительство резервуара Заказчик выдает задание на проектирование, а также бланк заказа, в котором должны быть отражены условия эксплуатации и конструктивные данные резервуара. Форма бланка приведена в приложении А настоящих Норм.

1.3.3 Для разработки ПСД на капитальный ремонт и реконструкцию резервуаров Заказчик должен представить проектировщику задание на проектирование, дефектную ведомость, «Заключение по результатам полного диагностического обследования резервуара». Состав и содержание «Заключения по результатам полного диагностического обследования резервуара» должно соответствовать Регламентам и требованиям нормативно-технической документации ОАО «АК «Транснефть».

В дефектной ведомости должны быть указаны все отклонения от проекта и непроектные элементы, смонтированные на стенке и других конструкциях резервуара. Дефектная ведомость является неотъемлемой частью задания на проектирование и выдается вместе с ним.

1.3.4 При проектировании резервуаров должны соблюдаться настоящие Нормы и требования законодательных актов, нормативных документов и Регламентов, действующих в ОАО «АК «Транснефть».

Технические условия на оборудование, устанавливаемое на резервуары, должны быть согласованы ОАО «АК «Транснефть».

1.3.5 Архитектурно-строительные решения и решения по технической эстетике резервуаров, резервуарных парков должны соответствовать «Ведомственным унифицированным архитектурно-строительным решениям зданий и сооружений НПС и резервуарных парков ОАО «АК «Транснефть».

1.4 Состав проектно-сметной документации на строительство, техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт резервуаров

1.4.1 ПСД должна разрабатываться и оформляться в соответствии с требованиями государственных стандартов Системы проектной документации для строительства.

1.4.2 ПСД на строительство резервуара или резервуарного парка, техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт резервуара должна включать в себя следующие разделы:

— пояснительная записка;

— проект организации строительства;

— сметная документация;

— заказные спецификации по разделам проекта;

— охрана окружающей среды и промышленная безопасность;

— рабочая документация, представляемая в следующем составе: генеральный план, конструкции металлические, архитектурно-строительные решения, технологическое оборудование, технологические трубопроводы, пожаротушение, пожарная сигнализация, силовое электрооборудование и молниезащита, автоматизация технологических процессов, электрохимическая защита, наружная канализация, антикоррозионные покрытия для защиты внутренних и наружных поверхностей резервуаров.

Для проведения конкурсных торгов по выбору подрядчика разрабатывается техническая часть тендерной документации.

1.4.3 ПСД на строительство резервуаров, резервуарных парков, техническое перевооружение и реконструкцию резервуаров подлежит экспертизе в порядке установленном Регламентами ОАО «АК «Транснефть».

1.4.4 Проект производства работ на сборку и сварку металлоконструкций резервуара должен разрабатываться в соответствии с рабочим проектом только специализированной проектной организацией в соответствии с требованиями «Регламента разработки проектов производства работ на строительство, техническое перевооружение и реконструкцию объектов магистральных нефтепроводов». На остальные виды работ разработку ППР выполняет подрядная организация, ППР утверждается главным инженером подрядной организации и согласовывается главным инженером ОАО МН.

Проект производства работ на сборку и сварку металлоконструкций резервуара должен быть согласован Проектировщиком.

1.4.5 Перечень пунктов настоящих Норм, требования которых должны быть отражены в разделах разрабатываемой ПСД, приведены в приложении Г настоящих Норм.

1.5 Требования к разработке проектов на капитальный ремонт (реконструкцию) резервуаров.

Проектные технические решения по капитальному ремонту (реконструкции) резервуаров принимаются в соответствии с разделом 4 РД «Руководство по ремонту…».

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.6 Параметры, определяющие классы, типы и конструктивное исполнение резервуаров

1.6.1 Все вновь строящиеся резервуары должны быть отнесены к I классу ответственности (опасности) согласно ПБ 03-605-03 (к I повышенному уровню ответственности по ГОСТ 27751-88). Цикличность нагружения резервуара, рассчитанная в соответствии с п. 1.2.1, должна приниматься не более чем в 350 циклов в 1 год.

1.6.2 Резервуары объемом по строительному номиналу 5000 м³ и более должны быть изготовлены и смонтированы методом полистовой сборки.

Резервуары объемом по строительному номиналу до 3000 м³ включительно могут быть изготовлены и смонтированы как полистовым методом, так и методом рулонирования.

1.6.3 При проектировании должны применяться резервуары следующих типов: резервуары со стационарной крышей без понтона (РВС); резервуары со стационарной крышей и понтоном (РВСП); резервуары с плавающей крышей (РВСПК).

1.6.4 Параметры резервуаров представлены в таблицах 1.2 — 1.4.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

Таблица 1.2. Геометрические параметры, объем по строительному номиналу и полезной емкости в метрах кубических и в тоннах для резервуаров типа РВС

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

Таблица 1.3.  Геометрические параметры, объем по строительному номиналу и полезной емкости в метрах кубических и в тоннах для резервуаров типа РВСП

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

Таблица 1.4.  Геометрические параметры, объем по строительному номиналу и полезной емкости в метрах кубических и в тоннах для резервуаров типа РВСПК

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

1.6.5 Конструктивное исполнение резервуара и его элементов для каждого типа резервуара должно соответствовать требованиям, приведенным в таблице 1.5.

1.7 Критерии выбора резервуара при проектировании в зависимости от условий работы

1.7.1 Основными критериями при выборе типа и конструктивного исполнения резервуаров являются характеристики хранимой нефти (давление насыщенных паров, содержание серы и сероводорода, плотность), технологическое назначение резервуара (технологические емкости, резервуары-сборники системы сброса волны давления).

1.7.2 При давлении насыщенных паров хранимой нефти менее 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) применять резервуары типа РВС.

При давлении насыщенных паров хранимой нефти от 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) и до 66,7 кПа (500 мм рт.ст.) применять резервуары типа РВСП, РВСПК.

1.7.3 Для хранения нефти с содержанием серы свыше 1,8 % использовать резервуары типа РВСП или РВСПК независимо от давления насыщенных паров нефти.

1.7.4 При строительстве новых резервуаров или реконструкции существующих в действующем резервуарном парке, высота стенки вновь возводимых резервуаров не должна превышать высоту существующих, находящихся в одной технологической группе, за исключением случаев если перспективными планами строительства (реконструкции) непредусмотрена их замена на новые с увеличенной высотой стенки (взлива). Абсолютные отметки днищ резервуаров, эксплуатируемых в одной группе, должны быть одинаковыми.

1.7.5. В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления сброс нефти должен быть предусмотрен по отдельному трубопроводу в два отдельных резервуара из расчета максимальной производительности трубопровода за 1 час. Трубопровод сброса нефти от предохранительных клапанов вводить в резервуар через крышу и прикреплять к днищу резервуара. На трубопроводе, предназначенном для аварийного сброса нефти, запрещается установка запорной арматуры.

Установка понтонов в резервуарах, предназначенных для аварийного сброса нефти запрещается.

(Введен дополнительно, Изм. 2005 г.)

Таблица 1.5.  Конструктивное исполнение резервуаров