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.