Api 580 на русском скачать

Версия для печати

1 Введение

I.1.1 В этом приложении представлены допустимые конструкции для обнаружения протечек через днища наземных резервуаров, а также основные правила конструирования резервуаров, опирающихся на решетчатые конструкции.

I.1.2 На рисунках с I-1 по I-11 представлены несколько допустимых конструкций по обнаружению протечек через днище резервуара и устройств для резервуаров, опирающихся на решетчатые конструкции. Могут использоваться альтернативные детали или методы, если они согласованы с заказчиком и изготовителем резервуара при условии, что они удовлетворяют требованиям раздела I.2.

I.1.3 Заказчику надо определить, должна ли площадка под резервуаром быть оборудована оснащением для обнаружения протечек. Если обнаружение протечек необходимо, то заказчик должен выбрать метод или методы, которые будут использоваться.

I.1.4 Протечки через днища наземных резервуаров могут появляться как из-за коррозии внешней или внутренней поверхностей плиты днища, так и вследствие комбинации обоих видов коррозии. Степень коррозии внутренней поверхности может быть определена при помощи стандартных методов в ходе осмотра внутренней поверхности резервуара. Но определение происхождения и степени коррозии внешней поверхности является более сложным вопросом. Поэтому в некоторых случаях было бы желательно оборудовать под резервуаром средство для постоянного обнаружения протечек через днище.

I.1.5 Для получения дополнительной информации по поводу использования покрытий дня предотвращения коррозии внутренней поверхности днищ резервуаров обращайтесь к практическим рекомендациям APT 652 Американского нефтяного института. За правилами и требованиям, связанными с предотвращением коррозии внешней поверхности плиты днища обращайтесь к практическим рекомендациям API 651 Американского нефтяного института.

I.1.6 При выборе подходящего проекта фундамента резервуара важно рассмотреть соответствующие экологические нормативы, а также нормативная документация по предотвращению протечек содержимого резервуара в область накопления под его днищем. Загрязнение пористых материалов (таких, как песок), используемых в качестве основы под резервуар, может порождать целую цепь опасных последствий. Должна быть определена стоимость переработки и удаления таких загрязненных материалов.

I.1.7 В настоящее приложение не включено рассмотрение требований по вторичному накоплению, если оно относится к зонам, защищенным дамбами.

Концептуальное определение

Частным случаем стандарта API RP 580 является рекомендуемая практика, в которой подробно описаны рекомендации по выполнению RBI, аббревиатуры которого отвечают Инспекция на основе рисков, касающаяся методологии, которая является частью управления механической целостностью, сосредоточенной на оборудовании. статический.

Для начала важно понять, что такое стандарты API, откуда берется API RP 580 и связан RBI. A PI – это стандарты и рекомендуемые практики, разработанные Американским институтом нефти, которые управляют большей частью нефтегазовой отрасли, понимая масштабы каждый особенно.

Как указано в Американском нефтяном институте, методы работы и модели API обеспечивают прочную основу для работы с , а также создание основы с точки зрения качества, заботы о логистике и затраты, оптимизация и как действовать с переменными. Дело в том, что они разработали более 700 стандартов и рекомендуемых практик и представляют собой наиболее цитируемый источник с точки зрения руководств по различным методологиям.

RBI – это управления рисками, целью которого является разработка адекватного плана проверки, чтобы избежать потери герметичности, поэтому это является частью процессов механической целостности. В этой структуре, согласно API 580, риск – это продукт между и последствия в отношении события. R BI – это инструмент, который позволяет нам расставлять приоритеты и упорядочивать усилия компаний по проверке их активов в зависимости от уровня риска, который они имеют.

В свою очередь, механическая целостность объединяет процессы, обеспечивающие соблюдение различных стандартов качества, надежности и эксплуатационной безопасности. Системы управления механической целостностью сами по себе представляют собой набор процессов, согласованных с политиками. компаний каждой компании, которые стремятся минимизировать утечки определенных оборудование.

RBI – не единственный доступный инструмент для управления рисками, в отрасли существует множество известных и широко используемых инструментов, таких как: «Что если?»; «QRA», «RCM», «HAZID», «HAZOP» и многие другие.

Для этого становится важным иметь инструмент, позволяющий оценить уровень риска. Таким образом, у нас также есть различные методологии для этого, в конкретном случае API 580 он согласован с методологией расчета, предоставляемой API RP 581. В то время как API RP 580 предоставляет базовые рекомендации по проведению RBI, API RP 581 подробно описывает процедуры управления планом проверок на основе рисков.

Как и в любом аспекте жизни, где есть «серые», существуют разные типы методологий оценки рисков, некоторые методологии обеспечивают качественный анализ, когда требуемая информация менее детализирована, а время работы меньше, в то время как возможность оценки риска как числового значения, что требует больших усилий и адекватного механизма расчета, такого как программное обеспечение специализированный. В переходный период используются полуколичественные методологии анализа рисков, которые сочетают в себе положительные аспекты двух других.

Функции и примеры применения

API 580 определяет основы для выполнения методологии RBI и, таким образом, определяет, где сосредоточить усилия по проверке, когда проводить проверки и какие методы использовать для достижения наилучших результатов. . Кроме того, это позволит определить наиболее подходящие действия по снижению риска, если это необходимо, и уточнить планы на для управления рисками на обслуживаемых технологических установках.

Важно знать, на каком оборудовании может быть реализована эта методика, и именно она соответствует стандарту API 580. Результаты объема работ: сосуды под давлением, резервуары под давлением. (как под атмосферным, так и под давлением), технологические трубопроводы, вращающееся оборудование (только компоненты, содержащие давление, такое как цилиндры или нагреватели), котлы и нагреватели, устройства сброса давления и теплообменники Горячий. Пока не покрывается: системы КИПиА, электрические системы, структурные системы и компоненты вращающегося оборудования (кроме насосов и кожухов компрессоров).

Консультированная библиография

• Инспекция Р. Б. (2016). Рекомендуемая практика API 580. Американский нефтяной институт.

Темы в API RP 580 и RBI

29 Августа 2019 г.

В 2010 году вышел Закон № 385-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О техническом регулировании», который разрешает использование зарубежных стандартов на территории Российской Федерации. С этого времени началось активное их применение и приведение к соответствию требованиям промышленной безопасности с уже ставшими международными стандартами.

Основным зарубежным стандартом, который содержит требования к вертикальным резервуарам, – это API.

Для справки: API (Американский институт нефти) – неправительственная организация США, которая специализируется на регулировании деятельности предприятий нефтегазовой промышленности.

Саратовский резервуарный завод уже давно вышел на международный рынок и поставляет вертикальные резервуары в страны ближнего и дальнего зарубежья (например, в Гвинею). За активное сотрудничество с зарубежными Заказчиками, САРРЗⓇ уже два года подряд получает награду как Динамично развивающийся экспортер, поставляя, в том числе, и вертикальные резервуары, изготовленные не только по ГОСТ 31385-2016, но и рассчитанных по американскому стандарту API 650 “Welded Tanks for Oil Storage” (“Стальные резервуары для хранения нефти”).

В процессе переговоров с Заказчиками часто встает вопрос об отличии резервуаров, изготовленных по этим двум стандартам. Мы решили внести ясность в этот вопрос и сравнить основные требования к резервуарам по ГОСТ и API.

Стандарты API резервуарах и емкостях

Американским институтом нефти разработано несколько стандартов, которые содержат требования к проектированию, производству, монтажу, эксплуатации и ремонту резервуаров и емкостей, среди которых:

Все стандарты носят рекомендательных характер: при наличии специальных технических условий и требований Заказчика возможно отступление от них, но с условием обеспечения безопасной эксплуатации.

:/> Что такое OEM-ключи и стоит ли их покупать

Требования к вертикальным резервуарам в соответствии с API 650

Требования API 650 распространяются на резервуары с закрытым и открытым верхом различных габаритов и различной емкости, работающих под внутренним давлением, близким к атмосферному давлению, с равномерным опиранием всего днища, а также на неохлаждаемые резервуары с максимальной температурой эксплуатации 200°Ф (+93°С).

В случае эксплуатации резервуаров выше 200°Ф до 500°Ф (+260°С) накладываются конструктивные ограничения. Например, запрещается строить открытые сверху емкости или резервуары с плавающей крышей. Также не допускается сооружать внутренние плавающие крыши из алюминия или пластмассы и алюминиевые купольнообразные крыши на опорах.

Для изготовления обечайки (стенки) должны применяться тонколистовые и толстолистовые стали толщиной до 1,75″ (44,5 мм) и шириной 72″ (1828,8 мм). Для вставок и фланцев толщина может превышать указанное значение. При этом припуск на толщину кромок рекомендуется устанавливать не более 0,01″ (0,25 мм) от расчетной проектной или минимально допустимой толщины.

Толщина каждого следующего ряда обечайки резервуаров диаметром до 200 футов (60,9 м) рассчитывается на высоте 1 фута (30,5 см) от нижнего края ряда. Также может применяться метод переменной расчетной точки, что позволяет снизить толщину нескольких листов обечайки (и, соответственно, массу). А применяемый метод расчета толщины посредством анализа упругости позволяет рассчитать окружные напряжения, которые должны быть ниже допустимых напряжений материала изготовления резервуара.

При этом, минимальная толщина обечайки зависит от диаметра резервуара:

Для сравнения, в ГОСТ 31385-2016 зависимость толщины обечайки от диаметра выглядит следующим образом:

Для придания резервуару устойчивости во время больших ветровых нагрузок, он снабжается кольцами усиления жесткости в верхней наружной части обечайки на расстоянии более 2 футов (60 см) от верхнего края.

Для получения мелкозернистой структуры листовая сталь на заводе-изготовителе подвергается термической или термомеханической обработке.

Днища изготавливаются из металлопроката минимальной номинальной толщины 1/4″ (6,35 мм). При специальном заказе возможно изготовление из листов толщиной 6 мм. Толщина кольцевых листов днища рассчитывается исходя из толщины нижнего листа обечайки и давлении при гидростатических испытаниях:

Резервуары могут снабжаться следующими конструкциями крыш:

Любой тип крыши, а также все несущие конструкции должны выдерживать постоянную и временную нагрузку не менее 25 фунтов на кв.фут площади (не менее 122 кгс/м2). Толщина кровельных листов должны быть не менее 3/16″ (4,7 мм) толщиной. Усиливающие профили крыш привариваются к листам, но не к несущим металлоконструкциям.

В стандарте также регламентируются некоторые габаритные параметры крыш: поддерживаемые конические должны иметь наклон 3/4″ на 12″, толщина самонесущих конических и кровельных крыш, а также зонтичных должна быть не меньше 3/16″. Другие габаритные размеры зависят от диаметра резервуара.

В России днища по своей конструкции делятся на следующие типы:

В части допустимых статических напряжений, сечения всех конструктивных элементов рассчитываются на растяжение, сжатие, изгиб и сдвиг:

Контроль выполненных сварных швов рекомендуется выполнять также, как и в России, рентгенографическим, магнитнопорошковым, ультразвуковым, визуальным методами и с помощью проникающей жидкости.

В целом, проанализировав оба стандарта, можно сказать следующее: американский стандарт API 650 делает максимальный упор на материалах, способах его обработки, сварочных работах, на производстве, устройстве фундамента и строительстве вертикальных резервуаров в целом. Российский же ГОСТ так же описывает требования к металлу, размерам днищ и стенок, но и детально рассматривает конструктивные варианты вертикальных резервуаров – крыш, врезок (патрубков, люков). Дополнительно в ГОСТ 31385-2016 содержится информация о правилах проектирования и изготовления понтонов, двустенных резервуаров и резервуаров для хранения горячей воды (баков аккумуляторов).

API STD 650 (2001) – это стандарт Американского нефтяного института (API) для сварных стальных резервуаров для хранения нефти. Документ является одним из наиболее признанных стандартов в области конструирования и эксплуатации резервуаров для хранения нефти. Соблюдение этих требований помогает обеспечить безопасность, надежность и эффективность работы резервуаров, а также снизить риск возникновения аварийных ситуаций и потерь нефти.

По содержанию, стандарт состоит из подробных рекомендаций и требований к проектированию, изготовлению, монтажу и проверке вертикальных цилиндрических резервуаров с закрытой или открытой верхней частью, предназначенных для хранения нефтепродуктов.

Документ определяет необходимость проведения гидростатического испытания, механического испытания на прочность, испытания на герметичность и других проверок для обеспечения соответствия требованиям и надежной эксплуатации резервуаров. Он также регламентирует периодическую проверку и обслуживание резервуаров, включая осмотр, очистку и окраску, замену неисправных элементов и меры предотвращения коррозии.

API STD 650 (2001) также содержит приложения, касающиеся испытаний, проверки на прочность и герметичность, а также требования к инспекции и обслуживанию резервуаров. Эти приложения представляют наибольший интерес для организаций, задействованных в производстве резервуаров.

Настоящий стандарт устанавливает требования к материалам, проектированию, изготовлению, сооружению и испытаниям вертикальных, цилиндрических, наземных сварных стальных резервуаров с закрытым и открытым верхом различных габаритов и различной емкости, работающих под внутренним давлением, близким к атмосферному давлению (внутреннее давление на превышает веса листов крыши), но при выполнении дополнительных требований допускается эксплуатация при повышенном внутреннем давлении (см. п. 1.1.8).

Настоящий стандарт предназначен для предоставления для нужд нефтегазовой промышленности достаточно надежных и экономичных резервуаров для хранения нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов, которые обычно обрабатываются и хранятся на предприятиях различных отраслей нефтегазовой промышленности.

Настоящий стандарт предназначен для оказания заказчикам и изготовителям содействия при заказе, изготовлении и сооружении резервуаров; стандарт не запрещает заказчикам и изготовителям заказывать или изготавливать резервуары по техническим условиям, отличающимся от требований настоящего стандарта.

В настоящем стандарте приводятся ссылки на нижеуказанные стандарты, своды
стандартов и технические условия. Если не указано иное, следует пользоваться
последними изданиями этих документов.
АА1
ASD-1 Стандарты и технические данные по алюминию
SAS-30 Технические условия на алюминиевые конструкции
ASM-35 Технические условия на применение листового алюминия в строительстве зданий
ACI2
318 Строительные нормы и правша по применению железобетона (ANSI/АО 318)
350 Бетонные конструкции для природоохранных сооружений
A1SC3
Справочник по расчету допустимых напряжений для стальных конструкций
AISI4
Е-1 Сборник технической информации по листовой стали: полезная информация –
проектирование конструкций из листовой стали, том II
API
Spec 5L Технические условия на линейные трубы
Std. 620 Проектирование и сооружение крупногабаритные сварных резервуаров,
работающих под низким давлением (ANSI/API 620)
RP 651 Катодная защита наземных резервуаров для хранения нефти (ANSI/API 651)
RP 652 Внутренняя облицовка днищ наземных резервуаров для хранения нефти (ANSI/API 652)
Std. 2000 Вентиляция для резервуаров, эксплуатируемых при атмосферном и низком
избыточном давлении (без охлаждения и с охлаждением)
RP 2003 Защита от возгорания под воздействием статического разряда, молний и
блуждающих токов
ASME5

(полный список см. в тексте документа)

Настоящий стандарт распространяется только на
резерву ары с равномерным опираннем всего днища, а также на неохлаждаемые
резервуары с максимальной температурой эксплуатации 200°Ф (см. п. 1.1.15).

В стандарте не указывается и не устанавливается фиксированный ряд допустимых типоразмеров резервуаров, предполагается, что заказчик может выбрать любые
требуемые для него размеры резервуара.

API STD 650 (2001) — Полный текст (PDF)

Максимальная температура эксплуатации — наивысшая допустимая температура, при которой резервуар может использоваться без опасности для его целостности и работоспособности. Это значение определяется на основе свойств материалов, из которых изготовлен резервуар, и учитывает их термическую стабильность и устойчивость к деформациям при повышенных температурах.

:/> «Администратор заблокировал выполнение этого приложения» в Windows 10 - как исправить

Поддонные соединения — соединительные элементы, используемые для соединения днища резервуара с его стенкой. Они обеспечивают герметичность и прочность данного соединения, а также позволяют компенсировать возможные деформации и расширения, возникающие вследствие изменений температуры или давления внутри резервуара.

Резервуары заводской сборки — резервуары, которые изготавливаются на специализированных заводах и поставляются на объекты уже в готовом виде. Они предварительно собираются и проходят необходимые испытания и контроль качества еще на производстве, что позволяет сократить время и упростить процесс монтажа резервуара на месте.

Толстолистовый стальной прокат — плоский металлический материал, изготовленный из стали, имеющий значительную толщину. Он используется для конструирования стенок и днищ резервуаров, так как обладает достаточной прочностью и устойчивостью к механическим нагрузкам и воздействию окружающей среды. Толстолистовый стальной прокат может быть изготовлен по специальным технологиям, обеспечивающим требуемые механические свойства и химическую стойкость для применения в резервуарах.

Поверхностное горение строительных материалов — процесс горения, который возникает на поверхности строительных материалов при воздействии высокой температуры или пламени. Он может приводить к деформации или разрушению материалов и является одним из аспектов, учитываемых при проектировании безопасности резервуаров

Стандарты ASTM — нормативные документы, разработанные Американским обществом испытателей и материалов (ASTM International). Они устанавливают стандарты и методы испытаний для различных материалов, изделий и процессов, включая стандарты для сварки, механических испытаний, химического анализа и других связанных аспектов, которые часто используются при разработке и изготовлении резервуаров.

Кольцевые листы днища — компоненты резервуара, представляющие собой плоские металлические детали, устанавливаемые вокруг периметра днища резервуара в кольцевой форме. Они служат для усиления и жесткости днища, а также для равномерного распределения нагрузок, вызванных весом и давлением хранимого продукта.

Допустимые напряжения — предельные значения напряжений, которые допускаются для материалов и компонентов резервуара при его проектировании и эксплуатации. Эти значения определяются на основе механических свойств материалов и обеспечивают безопасность и надежность работы резервуара в условиях нагрузок, включая вес содержимого, давление и внешние воздействия.

Самонесущие крыши — конструктивные элементы, представляющие собой крышные покрытия резервуара, которые не требуют вспомогательных опор для поддержки своего веса. Они обеспечивают надежную защиту от внешних факторов, включая осадки и ультрафиолетовое излучение, и являются важной частью безопасного и эффективного функционирования резервуара.

Связанные ГОСТы

Системы катодной зашиты могут быть установлены в сочетании с системами обнаружения протечек под резервуаром. Обращайтесь к практическим рекомендация API 651 Американского нефтяного института за правилами по использованию методов катодной защиты.

6 Испытания и проверка

I.6.1 Сам барьер для предотвращения утечек, все проходы сквозь него, прикрепление барьера к кольцевой стенке основания и иные устройства должны быть визуально проверены в соответствии с применяемыми техническими условиями.

Рисунок I-7. Железобетонная плита с радиальными канавками для обнаружения протечек (Типовая компоновка)

Рисунок I-8. Типовой водосборный колодец

I.6.2 Как заводские швы в гибком водонепроницаемом покрытии, так и те, которые были сделаны в полевых условиях в ходе строительства, должны пройти испытание на проверку герметичности. Все течи должны быть устранены, после чего соединения подлежат повторным испытаниям. Альтернативные методы проверки могут быть использованы при согласовании с заказчиком.

I.6.3 Чтобы удостовериться в прочности, гибкости шва и правильности соединения, выполненного в гибком водонепроницаемом покрытии, следует проводить испытания на образцах. Методика соединения швов (включая методы испытания) должна быть представлена на одобрение заказчику, а также должна точно определять такие важнейшие параметры, как температура, скорость, подготовка поверхности и время вулканизации (отвержения), необходимое для получения шва, непроницаемого для жидкости. Требуемая прочность и гибкость швов должны быть согласованы заказчиком и изготовителем. Образцы швов должны изготавливаться в начале каждого нового перемещения для каждого оператора и сварочной машины.

Рисунок I-9. Центральный водосборный колодец для плиты днища

I.6.4 Должна быть подтверждена герметичность всех стыков на участках прохода через гибкое покрытие, а также в местах его присоединения к кольцевой стенке основания и к другим элементам конструкции. Это может быть подтверждено моделированием перед эксплуатацией или иными методами, приемлемыми для заказчика.

2 Требования по исполнению

Все системы обнаружения протечек должны соответствовать следующим общим требованиям:

(Американский нефтяной институт поддерживает общую позицию касательно установки барьера для предотвращения утечек под новыми резервуарами в начальной стадии строительства. Такой барьер включает в себя стальное днище, синтетические материалы, прослои глины прослойки и другие устройства или их комбинации, укладываемые на днище наземного резервуара или под него. Барьер для предотвращения утечек выполняет следующие функции: (а) предупреждение выделений загрязненных материалов и (б) сбор или отвод вытекшего материала для обнаружения течи.)

Рисунок I-1. Расположенная по периметру резервуара бетонная кольцевая стена с системой обнаружения протечек под резервуаром (Типовая компоновка)

Рисунок I-2. Расположенная по периметру резервуара кольцевая стенка из щебня с системой обнаружения протечек из резервуара (Типовая компоновка)

7 Резервуар, опирающийся на решетчатую конструкцию

I.7.1 Резервуары, спроектированные и построенные в соответствии со стандартом API 650 Американского нефтяного института, по которому максимальная номинальная толщина корпуса составляет 1/2 дюйма, включая в себя определенный заказчиком допуск на коррозию, а рабочая температура не превышает могут опираться на стальную или бетонную решетки. По договоренности между заказчиком и изготовителем эти нормы могут быть применены к резервуарам с толщиной корпуса большей, чем 1/2 дюйма. Эти нормы применяются для одинарных стальных сваренных в стык днищ, которые опираются на решетчатые элементы.

I.7.2 Толщина и расчетная температура металла плиты днища должны соответствовать указаниям, приведенным на рисунке 2-2.

I.7.3 Максимальный зазор между соседними или радиальными элементами решетки и толщина плиты днища должны удовлетворять требованиям разделов I.7.3.1 и I.7.3.2.

I.7.3.1 Максимальный зазор между соседними или радиальными элементами решетки не должен превышать:

1.7.3.2 Минимальная требуемая толщина плиты днища, опирающегося на решетку, должна определяться следующим уравнением:

b – максимальное допустимое расстояние (от центра до центра) между соседними или радиальными элементами решетки в дюймах.

Fy – наименьший установленный предел текучести материала плиты днища в фунтах на квадратный дюйм.

tg – номинальная толщина (включающая допуск на коррозию) плиты днища, опирающейся на решетку, в дюймах.

СА – допуск на коррозию, который следует добавить к толщине плиты днища, в дюймах.

р – равномерно распределенное давление (включая вес плиты днища), воздействующее на основание и являющееся результатом действия большей из двух сил: либо веса содержимого резервуара вместе с внутренним давлением, либо веса воды, используемой при гидравлических испытаниях (в фунтах на квадратный дюйм).

1.7.3.3 Максимальное расчетное отклонение плиты днища в середине пролета между двумя соседними элементами решетки не превышает (tg – СА)/2:

d = 0,0284pb4 / El (tg – CA) < (tg – CA) / 2

d – максимальное расчетное отклонение плиты днища в дюймах.

El – модуль упругости материала плиты в фунтах на квадратный дюйм.

I.7.4 Плиты днища должны быть сварены в стык, причем швы должны быть полностью проварены. Соединения должны пройти визуальную проверку до сварки для того, чтобы гарантировать, что сварочный зазор и подгонка допустят полный провар. Необходимо осмотреть каждый сварной шов. Выравнивание элементов в плоскости решетки и их размещение друг относительно друга должно быть выполнено так, чтобы сварные стыки между частями плит днища располагались приблизительно над центрами элементов решетки с наибольшей достижимой на практике точностью. Элементы решетки должны располагаться так, чтобы свести к минимуму длину элементов корпуса, не имеющих опор.

:/> Методы устранения BSOD с кодом 0x0000000A

I.7.5 Элементы решетки должны быть симметричны относительно их вертикальной оси. Стальные элементы решетки должны быть спроектированы так, чтобы предотвратить деформацию и изгибы решетки, как это определено в главе К справочника Американского института стальных конструкций (AISC) по расчету допустимых напряжений в стальных конструкциях. Можно также использовать бетонные элементы решетки.

I.7.6 Заказчик должен определить допуск на коррозию, который необходимо добавить к стальным элементам решетки. Если допуск на коррозию затребован, то необходимо также определить и способ его применения (добавлять только к элементам решетки, добавлять к решетке и к выступам, добавлять только к одной поверхности, добавлять ко всем поверхностям и так далее).

I.7.7 Для резервуаров, спроектированных так, чтобы противостоять ветру или сейсмическим нагрузкам, необходимо принять меры против скольжения, искривления н опрокидывания элементов решетки. Может потребоваться боковое крепление между верхним и нижним выступами соседних стальных элементов решетки, чтобы воспрепятствовать скольжению и искривлению. Боковые крепления и соединения должны быть спроектированы так, чтобы воспринимать определенные боковые нагрузки. Если силы трения между элементами решетки и фундаментом не соответствуют боковым нагрузкам, то элементы решетки должны быть закреплены на основании.

I.7.8 Резервуар должен быть закреплен так, чтобы крепления могли воспринимать направленным вверх усилия (сверх статической нагрузки с учетом коррозии), обусловленные ветровыми или сейсмическими нагрузками. Анкерные болты должны находится недалеко от пересечения корпуса резервуара и элементов решетки или недалеко от дополнительного элемента усиления.

I.7.9 Корпус резервуара должен быть спроектирован так, чтобы был предотвращен местный изгиб в местах расположения элементов решетки, также следует принимать во внимание деформации корпуса, если расстояние между элементами решетки уже определено.

I.7.10 Плита днища и элементы решетки, расположенные прямо под опорными колоннами крыши и другими элементами, опирающимися на днище, должны быть спроектированы с учетом приложенных нагрузок. При необходимости должны применяться дополнительные опорные элементы, поддерживающие дно.

I.7.11 Если резервуар оборудован выполненными заподлицо люками или патрубками для очистки, то следует предусмотреть дополнительные опорные конструкции, чтобы надлежащим образом создать опору для элементов усиления или переходных плит днища. Как минимум, дополнительные опорные конструкции должны состоять из кольцевого элемента (минимальная длина и расположение соответствует методу А, см. рис. 3-9) и радиальных элементов. Радиальные опорные элементы должны проходить от кольцевого элемента до внутреннего края элементов усиления днища (для выполненных заподлицо люков) или переходных плит днища. Зазоры по периферии между радиальными опорными элементами не должны превышать 12 дюймов.

Рисунок I-11. Резервуар, опирающийся на элементы решетки (основная схема расположения)

4 Конструкция двойного стального днища

I.4.1 Если используется двойное стальное днище, то детали конструкции при всех условиях эксплуатации должны обеспечивать должную опору основного днища и корпуса. Должна быть сделана оценка проекта для того, чтобы убедиться, что основное днище и корпус не перегружены. В оценке должны быть учтены все ожидаемые эксплуатационные условия: температура, высота насыпи, результаты гидравлических испытаний, сейсмические условия и осадка резервуара. Эта оценка не требуется, если основное днище равномерно поддерживается с обеих сторон корпуса и конструктивно не соединено со вторым днищем или со своей опорой.

I.4.2 Проникновение воды между днищами в системах с двумя днищами, где для их разделения используются стальные элементы (такие как решетки, структурные профили или проволочные сетки), будет приводить к местному ускорению коррозии. Если по периметру оснований ке обеспечена герметичность, то необходимо предусмотреть защиту днища резервуара от коррозии.

5 Требования к материалам и конструктивные элементы

I.5.1 Минимальная толщина гибкого водонепроницаемого барьера для предотвращения выбросов должна составлять 0,03 дюйма для гибких покрытий, укрепленных волоконным материалом, и 0,04 дюйма для не укрепленных гибких покрытий. Если используются глинистые покрытия, то их толщина должна быть достаточной, чтобы они соответствовали по проницаемости требованиям, указанным в разделе I.2 пункта d.

Рисунок I-3. Естественное основание с системой обнаружения протечек под резервуаром, по его периметру (Типовая компоновка)

Рисунок I-4. Двойное стальное днище с системой обнаружения протечек под резервуаром по его периметру (Типичная компоновка)

I.5.2 В период строительных работ следует предусмотреть защиту барьера для предотвращения утечек. Если существует вероятность нарушения барьера или контактов с насыпным материалом основания или подстилающим материалом под резервуаром, то следует использовать слой песка, мелкого гравия, или геоткани (геотекстильного материала) в качестве защитной подушки.

I.5.3 Если стальное днище оснащено гибко-мембранным покрытием, то все зазубрины, заусенцы и острые края должны быть устранены, в противном случае необходимо использовать слой мелкого песка, гравия или геотекстильного материала для защиты покрытия.

I.5.4 Гибкий барьер для предотвращения утечек должен быть покрыт слоем песка не менее 4 дюймов или выполнен так, как показано на рисунках с I-1 по I-10. Толщина слоя может быть увеличена, если между днищем резервуара и барьером для предотвращения выбросов необходимо использовать катодную защиту.

Рисунок I-5. Двойное стальное днище с системой обнаружения протечек под резервуаром по его периметру (Типовая компоновка)

Рисунок I-6. Железобетонная плита с системой обнаружения протечек под резервуаром по его периметру (Типовая компоновка)

I.5.5 Если по периметру резервуара имеются дренажные трубы, то они должны быть не менее 1 дюйма в диаметре, а минимальная толщина стенки должна соответствовать технологической карте 40. Под резервуаром трубы могут быть перфорированы для улучшения их функции по обнаружению протечек. Внутренние концы и перфорации дренажных труб должны быть защищены от засорения. Для этой цели используется гравий, отсеянный материал, геотекстильный материал или применяются другие средства, одобренные заказчиком. Дренажные трубы должны выходить через фундамент и должны быть видимы для обнаружения любой протечки. Если это указано заказчиком, то дренажная линия под резервуаром должна быть снабжена клапаном или соединена трубами со сборником протечек, как это показано на рисунке I-10. Максимальный промежуток между дренажными трубами должен составлять 50 футов, на один резервуар полагается не менее 4 дренажных труб, однако для резервуаров диаметром до 20 футов можно использовать две трубы.

I.5.6 Следует оценить необходимость применения закладных втулок, компенсирующих стыков для дренажных труб или компоновок, включающих оба указанных элемента.

I.5.7 Стоки дренажных труб и водосборные колодцы, если они используются, должны быть защищены от затекания воды из внешних источников.

I.5.8 Системы обнаружения протечек, которые используют водосборные колодцы в оболочке под днищем резервуара, должны иметь дренажную трубу, тянущуюся от колодца до периферии резервуара. Необходимо рассмотреть установку дополнительной дренажной линии по периметру.