Сортамент листовых заготовок для резервуарных конструкций

Сортамент листовых заготовок для резервуарных конструкций устанавливаются требованиями Руководства [6] и ОТТ-75.180.00-КТН-090-13.

Химический состав и свариваемость материалов для резервуарных конструкций

8.3.1 Для обеспечения требуемой стойкости сварных соединений против образования трещин значение эквивалента углерода С_экв стали с нормативным пределом текучести до 390 МПа включительно не должно превышать 0,43.

8.3.2 Расчет эквивалента углерода С_экв производится по ГОСТ 31385 по формуле

, (8.1)

где C, Mn, Si, Cr, Mo, Ni, Cu, V и P − массовые доли в стали соответственно углерода, марганца, кремния, хрома, молибдена, никеля, меди, ванадия и фосфора, %.

8.3.3 При отсутствии в сертификатах на прокат сведений о содержании меди, ванадия и молибдена расчет значения эквивалента углерода С_экв стали определяется из условия содержания в прокате меди, ванадия и молибдена в количестве 0,30 %, 0,01 % и 0 % по массе соответственно.

Требования к ударной вязкости

8.4.1 Ударная вязкость на поперечных образцах для листов стали с гарантированным пределом текучести 360 МПа и ниже должна быть не менее 35 Дж/см², для листов с более высоким гарантированным пределом текучести – не менее 50 Дж/см².

8.4.2 Ударная вязкость проката должна определяться на трех поперечных образцах
с V-образным надрезом. Форма, размеры образцов, требования к надрезу, порядок проведения испытаний и испытательное оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 9454. Среднее значение ударной вязкости трех образцов при заданной температуре должно быть не ниже нормируемого значения. При этом на одном из испытанных образцов допускается снижение ударной вязкости не более чем на 30 % от нормируемого значения.

8.4.3 Температуру испытаний T_v, °С, образцов с V-образным надрезом для сталей
с гарантированным минимальным пределом текучести до 360 МПа включительно следует принимать в соответствии с графиком определения температуры испытания с учетом
предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов или по формуле

(8.2)

где Т – расчетная температура металла, °С;

t – толщина проката, мм;

R_yn – нормативный предел текучести стали, МПа (R_yn ≤ 360).

Формула (8.2) применима при следующих условиях:

- расчетная температура металла T должна приниматься в диапазоне от минус 65 °С
до минус 10 °С;

- толщина проката t должна приниматься в диапазоне от 5 до 40 мм.

График определения температуры испытания с учетом предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов (пунктирной линией показан порядок определения температуры испытания) приведен на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 – График определения температуры испытания с учетом
предела текучести, расчетной температуры металла и толщины листов
(пунктирной линией показан порядок определения температуры испытания)

8.4.4 Для стали с пределом текучести свыше 360 МПа температура испытаний устанавливается равной расчетной температуре металла.

8.4.5 Прокат из стали для резервуаров, сооружаемых в районах с расчетной температурой ниже минус 45 ºС, должен отвечать следующим требованиям:

- из стали С345 (09Г2С) для стенки, окрайки днища должен поставляться после термообработки – закалки с отпуском – с гарантированной ударной вязкостью KCV не менее 35 Дж/см² при температуре испытаний минус 40 °С и KCU не менее 35 Дж/см² при темпера-туре испытаний минус 70 °С;

- из стали С345 (09Г2С) для каркаса (балок) крыши должен быть с гарантированной ударной вязкостью KCV не менее 35 Дж/см² при температуре испытаний в соответствии с Руководством [6] и KCU не менее 35 Дж/см² при температуре испытаний минус 70 °С;

- из стали с гарантированным пределом текучести 345 МПа и выше должен обеспечиваться дополнительный критерий оценки стойкости стали к хрупким разрушениям по процентному содержанию волокнистой структуры в изломе образцов, испытанных на ударную вязкость. Доля вязкой составляющей в изломе образцов, испытанных на ударный изгиб при нормированной температуре испытаний для листового проката, применяемого для вышеуказанных резервуаров, должна составлять не менее 20 % (среднее значение для трех образцов). Определение площади излома с волокнистым строением – по ГОСТ 4543.

Требования к сварочным материалам

Сварочные материалы (электроды, сварочная проволока, флюсы), должны выбираться в соответствии с требованиями РД-25.160.10-КТН-001-12.

Требования к материалу фасонного проката, болтов и гаек

8.6.1 Материал фасонного проката, используемого для изготовления основных конструкций резервуара, должен соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-090-13 и настоящего документа.

8.6.2 Выбор материала монтажных болтов и гаек, болтов и гаек для фланцевых присоединений трубопроводов к патрубкам, фундаментных и анкерных болтов следует производить согласно требованиям Руководства [6].

Требования, указываемые в заказе на изготовление листового и фасонного проката

Требования, указываемые в заказе на изготовление листового и фасонного проката, устанавливаются в соответствии с требованиями ОТТ-75.180.00-КТН-090-13.

Требования к маркировке

Требования к маркировке устанавливаются согласно ОТТ-75.180.00-КТН-090-13.

Условия приемки

Условия приемки устанавливаются в соответствии с требованиями
ОТТ-75.180.00-КТН-090-13.

Требования к компоновке резервуарных парков

Требования к размещению и компоновке резервуаров и оборудования

9.1.1 Проектирование резервуарных парков следует осуществлять в соответствии
с требованиями Руководств [3], [6], СНиП 2.11.03-93 и ГОСТ 31385.

9.1.2 Каждый наземный резервуар, а также группа наземных резервуаров должны быть ограждены замкнутым обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м, или ограждающей стеной, размеры которой определяются по результатам расчетов
на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Технические параметры по устройству обвалования должны соответствовать ГОСТ Р 53324 и СНиП 2.11.03-93 в зависимости от объема резервуара.

9.1.3 Компоновка резервуарного парка, расстояния между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров и расстояния между группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93. Схема расположения резервуаров в обваловании, а также отдельных резервуаров в резервуарном парке зависят от следующих параметров:

- категории резервуарного парка;

- объема резервуара;

- технологической схемы парка;

- очередности строительства резервуаров;

- рельефа местности и планировочного решения парка в целом;

- других местных условий.

9.1.4 По периметру резервуара или каждой группы резервуаров необходимо предусматривать:

- замкнутое обвалование, рассчитанное на гидростатическое давление разлившейся жидкости с укреплением железобетонным покрытием или георешетками с заполнением инертным материалом;

- при применении конструкции железобетонного покрытия защитного обвалования, покрытие выполняется толщиной 100 мм из бетона класса прочности В15
по ГОСТ 26633, армированным сеткой из арматурной проволоки класса Вр-I по ГОСТ 23279 с ячейкой 200х200 мм. Арматурные сетки закрепляются вязальной проволокой
к предварительно забитым в грунт обвалования анкерам с шагом 1,0 м в шахматном порядке.

В железобетонном покрытии защитного обвалования необходимо выполнить расположенные по периметру обвалования вертикальные температурно-усадочные швы. Расстояние между температурно-усадочными швами должно определяться расчетом. Расчет допускается не производить, если при расчетной температуре наружного воздуха минус 40 °С и выше расстояние между температурно-усадочными швами принимается
не более 20 м.

При применении георешеток для покрытия обвалования, а также площадки резервуара внутри обвалования, в качестве заполнителя используется щебень или гравий по ГОСТ 8267:

- высота георешетки – 0,15 м;

- фракция щебня или гравия – от 40 до 80 мм;

- группа щебня или гравия в зависимости от содержания зерен пластинчатой и игловатой формы – 4;

- марка щебня или гравия по дробимости – не менее 400;

- марка щебня или гравия по морозостойкости – не ниже F 50.

9.1.5 При недостатке площади в качестве обвалования следует предусматривать устройство ограждающей стены из монолитного железобетона. При этом в непосредственной близости от стены с наружи каре следует предусмотреть площадку для размещения крановой техники грузоподъемностью не менее 250 т. для перемещения грузов и техники в каре резервуара.

9.1.6 Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна определяться в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 и быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее:

- 1,0 м для резервуаров объемом до 10000 м³;

- 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

9.1.7 Для вновь строящихся резервуарных парков грунт, находящийся в пределах территории, ограниченной обвалованием резервуара, должен быть защищен от попадания нефти при случайных розливах и при нарушении герметичности днища или стенки, путем устройства противофильтрационного экрана из полимерной пленки.

9.1.8 Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обвалование резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,75 м в следующем количестве:

- для группы резервуаров – 4 шт.;

- для отдельно стоящих резервуаров – не менее 2 шт.

9.1.9 Молниезащиту резервуаров следует выполнять в целом для резервуарного парка отдельно стоящими молниеприемниками в соответствии с требованиями
Руководств [3], [6] и РД-91.020.00-КТН-021-11.

9.1.10 Прокладка кабельных линий по территории НПС и резервуарного парка
за исключением каре резервуаров должна выполняться по кабельным и совмещенным эстакадам.

9.1.11 Все подземные металлические трубопроводы резервуарного парка, независимо от их назначения, подлежат ЭХЗ от коррозии в соответствии с ГОСТ Р 51164.

9.1.12 Все металлические трубопроводы и оборудование резервуарного парка, независимо от назначения, должны быть подключены к общему контуру заземления.

Требования к технологическим трубопроводам

9.2.1 Проектирование технологических трубопроводов в составе резервуарных парков должно осуществляться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-113-01, Руководства [3] и Рекомендаций [8].

9.2.2 Технологические трубопроводы (далее – трубопроводы) должны обеспечивать прием в резервуары и откачку из них нефти, сброс в резервуары нефти из системы сглаживания волн давления и от предохранительных клапанов. При проектировании трубопроводов необходимо предусматривать мероприятия, исключающие попадание газовоздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары РВСП и РВСПК.

9.2.3 Трубопроводная обвязка резервуаров должна выполняться с учетом обеспечения возможности перекачки продукта из одного резервуара в другой при аварийной ситуации. Резервуары, для освобождения их в аварийных случаях от хранимого продукта, должны оснащаться быстродействующей запорной арматурой с дистанционным управлением из доступных и безопасных для обслуживания в аварийных условиях мест. Время срабатывания арматуры должно определяться, исходя из условий технологического процесса и требований, обеспечивающих безопасность работ.

9.2.4 Выбор диаметра трубопровода и определение максимальной производительности заполнения (опорожнения) резервуара должны производиться
на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемой нефти, а также допустимых скоростей истечения и движения нефти и нефтепродукта, приведенных в таблицах 9.1 и 9.2.

9.2.5 Допустимая скорость истечения и движения нефти и нефтепродукта
по трубопроводу должна определяться в зависимости от объемного электрического сопротивления и не должна превышать значений, приведенных в таблицах 9.1 и 9.2.

Таблица 9.1 – Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары
для обеспечения электростатической безопасности согласно РД 153-39.4-078-01

№ п/п	Диаметр ПРП, мм	Допустимая скорость истечения нефти, м/с
		10,9
		10,3
		9,4
		9,1
		8,8

Таблица 9.2 – Максимально допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта
по трубопроводу согласно ВНТП 5-95

№ п/п	Удельное объемное электрическое сопротивление нефтепродукта, Ом·м	Допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта, м/с
	Не более 10^9	До 5
	Более 10^9 при температуре вспышки паров 61 °С и выше	До 5
	Более 10^9 при температуре вспышки паров ниже 61 °С	Определяется расчетом

9.2.6 Расчет номинальной толщины стенок трубопроводов, выбор материалов производить в соответствии с действующей нормативной и технической документацией.
Все фасонные детали должны быть изготовлены на специализированных предприятиях, сертифицированы и иметь паспорта.

9.2.7 Соединения трубопроводов с коренными задвижками резервуаров должны быть сварными. В местах установки ПРП, СКНР, на трубопроводе аварийного сброса нефти от предохранительных клапанов допускается применение фланцевых соединений
с применением прокладок из негорючих материалов (в т. ч. из терморасширенного графита типа «Графлекс»).

9.2.8 Технологические трубопроводы для нефти и нефтепродуктов, должны прокладываться на территории нефтебаз в соответствии с требованиями РД 153-39.4-113-01, Руководства [3] и СП 43.13330.2012.

В районах с сейсмичностью 8 баллов и более по шкале MSK-64 [1] трубопроводы следует прокладывать только надземно.

9.2.9 Трубопроводы, предназначенные для перекачки застывающей нефти, должны оснащаться системой путевого подогрева (электрообогрев) и тепловой изоляцией из негорючих материалов, защищенной от механических повреждений кожухом.

9.2.10 Для обеспечения полного самотечного опорожнения трубопроводы должны проектироваться с уклоном к месту откачки. При этом минимальные уклоны следует принимать равными от 0,002 до 0,004 в зависимости от вязкости нефти, а для подогреваемых трубопроводов – не менее 0,004.

9.2.11 На трубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие слив нефти или нефтепродукта в емкости, а также устройства для выпуска газо-воздушной смеси в верхних точках.

9.2.12 Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефти или нефтепродукта, необходимо располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены). Внутри обвалования (ограждающей стены) резервуаров должны прокладываться только трубопроводы, обслуживающие резервуары данной группы. Транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования (ограждающие стены) группы резервуаров не допускается.

9.2.13 Монтаж, сварку, контроль сварных соединений, очистку внутренних и наружных поверхностей трубопроводов, а также их испытания следует производить в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

9.2.14 Узлы с задвижками переключения (управления) резервуарного парка следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стенки) резервуаров, а коренные задвижки резервуаров должны располагаться в пределах обвалования.

9.2.15 Трубопровод, предназначенный для аварийного сброса нефти, должен вводиться в резервуар от предохранительных клапанов через крышу и прикрепляться к днищу резервуара. На данном трубопроводе сброса запрещается установка запорной арматуры от стенки резервуара до точки подключения линии сброса.

9.2.16 Расстояние в свету между стенкой и трубопроводом аварийного сброса нефти, вводимым в резервуар через крышу, должно быть не менее 2 м. Узел прохода трубопровода через крышу должен быть оснащен сальниковым уплотнением с гильзой из искробезопасного материала.

9.2.17 Аварийный сброс в резервуар должен осуществляться под уровень нефти.

9.2.18 Для площадок строительства с расчетной сейсмичностью 8 и 9 баллов
по шкале MSK-64 [1] трубопровод аварийного сброса нефти должен вводиться в резервуар через первый пояс стенки. В иных случаях допускается осуществлять ввод трубопровода аварийного сброса нефти через первый пояс резервуара при соответствующем обосновании.

Требования к обустройству системы производственной канализации резервуарного парка

9.3.1 Проектирование производственной канализации резервуарного парка следует выполнять в соответствии с требованиями Руководства [3], РД 153-39.4-113-01,
СП 32.13330.2012 и РД-91.200.00-КТН-175-13.

9.3.2 Производственно-дождевая канализация должна быть запроектирована
для приема:

- дождевых и талых вод из каре резервуарного парка;

- дождевых и талых вод с плавающей крыши резервуаров РВСПК – с разрывом струи;

- воды, образующейся в результате отстоя нефти в резервуаре (подтоварной воды) –
с разрывом струи;

- воды, образующейся в период испытания системы охлаждения резервуара;

- воды от охлаждения резервуара при пожаре.

9.3.3 Для отвода дождевых вод из каре резервуара или группы резервуаров в каре должны быть предусмотрены дождеприемные колодцы.

В дождеприемном колодце на трубопроводе подключения к сети производственно-дождевой канализации должно быть установлено запорное устройство (хлопушка), приводимое в действие с обвалования или из мест, находящихся за обвалованием.

Нормальное положение хлопушки – закрытое.

Дождеприемный колодец должен быть оборудован контрольным прибором по обнаружению в нем наличия нефти.

Для отвода дождевых и талых вод из каре резервуара или группы резервуаров в дождеприемный колодец в каре должны быть предусмотрены над противофильтрационным экраном трубопроводы, выполненные из перфорированных дренажных хризотилцементных труб. Для защиты от засорения отверстий трубопроводы должны быть обернуты геотекстилем.

9.3.4 Колодцы в каре резервуара и за его пределами должны выполняться герметичными из монолитного железобетона или из стальной трубы.

Для герметизации узлы прохода трубопроводов через стенки колодцев должны оборудоваться сальниками.

9.3.5 Территория в каре резервуарного парка должна иметь уклон не менее 0,005
в сторону дождеприемных колодцев.

9.3.6 Для отвода дождевых и талых вод с плавающей крыши резервуаров РВСПК и подтоварных вод в дождеприемный колодец в каре должна быть предусмотрена закрытая система производственно-дождевой канализации, выполненная из стальных трубопроводов.

Для приема дождевых и талых вод с плавающей крыши резервуаров РВСПК под отводящими патрубками системы водоспуска резервуаров и под сифонными кранами для приема подтоварных вод требуется предусматривать приемные воронки.

В задании на проектирование должно быть указано количество отводимой подтоварной воды и ее химический состав.

9.3.7 За пределами обвалования резервуара после дождеприемного колодца с хлопушкой должен быть установлен колодец с электроприводной задвижкой. Задвижка должна быть стальная фланцевая. Управление задвижкой должно быть предусмотрено автоматическое, местное, дистанционное и ручное. Автоматическое закрытие задвижки должно быть предусмотрено по сигналу контрольного прибора обнаружения наличия нефти, установленного в дождеприемном колодце с хлопушкой в каре резервуара, дистанционное управление задвижки из операторной НПС, ручное управление задвижки по месту.

Нормальное положение задвижки – закрытое.

После колодца с электроприводными задвижками за пределами обвалования резервуара должен быть предусмотрен колодец с гидравлическим затвором, высоту столба жидкости в гидрозатворе требуется принимать не менее 250 мм.

9.3.8 Дренажные колодцы системы пожаротушения располагаются за обвалованием каре резервуара, выполняются из монолитного железобетона в соответствии с требованиями
РД-13.220.00-КТН-014-10.

Требования к электрохимической защите резервуаров и технологических трубопроводов от коррозии

9.4.1 ЭХЗ резервуаров и технологических трубопроводов от коррозии должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 и РД-91.020.00-КТН-234-10.

9.4.2 Внешние поверхности днищ резервуаров и все инженерные коммуникации, располагаемые внутри обвалования резервуаров, должны иметь систему ЭХЗ от коррозии и оборудоваться СКЗ.

9.4.3 При строительстве новых резервуарных парков анодное заземление СКЗ для защиты внешних поверхностей днищ резервуаров должно размещаться под днищем в песчаной засыпке основания резервуара. Расстояние от днища до анодного заземления должно быть не менее 0,85 м и определяться конструкцией заземления и расположением противофильтрационного экрана. В качестве анодных заземлителей должны использоваться протяженные аноды из электропроводных эластомерных композиций.

9.4.4 Анодное заземление СКЗ для защиты инженерных сетей должно быть размещено вне пределов обвалования резервуаров. Конструкция анодных заземлителей должна определяться по результатам геофизических исследований грунтов.

9.4.5 Измерительные электроды (датчики коррозии, неполяризующиеся и биметаллические электроды сравнения) должны размещаться в каре резервуара, в т. ч. под днищем, в соответствии с требованиями РД-91.020.00-КТН-234-10. Все кабели
от измерительных электродов должны быть выведены на одну сторону резервуара и подключены в клеммном шкафу, располагаемом за пределами каре резервуара.

9.4.6 Оборудование системы ЭХЗ следует размещать за пределами обвалования во взрывобезопасных зонах, по возможности в комплектной трансформаторной подстанции, щите станции управления или в помещениях с электроприводными задвижками.

9.4.7 Проектная документация на систему ЭХЗ должна содержать мероприятия
по контролю эффективности работы средств ЭХЗ.

9.4.8 Система ЭХЗ включает в себя следующие элементы: СКЗ, анодные заземлители, клеммные шкафы для контрольных и силовых выводов, приборы и оборудование контроля эффективности работы средств ЭХЗ, силовые и измерительные кабельные линии.

Требования к резервуарному оборудованию

Требования к устанавливаемому на резервуарах оборудованию

10.1.1 Для технического использования и проведения технологических операций резервуар должен оснащаться соответствующим оборудованием.

Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуар должен быть оснащен системами безопасности.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к чертежам марки КМ должен разрабатываться в разделе проектной документации «Технологическое оборудование».

10.1.2 На резервуарах должно монтироваться следующее оборудование и системы:

- ПРУ с внутренней стороны резервуара;

- СРДО;

- СКНР;

- пробоотборник (на резервуарах для светлых нефтепродуктов);

- кран сифонный;

- водоспуск (для РВСПК);

- люк замерный, световой, смотровой, монтажный, люк-лаз;

- дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями (для РВС);

- вентиляционные патрубки (для РВСП);

- оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара;

- трубопроводы и генераторы системы пожаротушения;

- трубопроводы системы охлаждения резервуара;

- система защиты резервуара от коррозии;

- защиты от статического электричества и заземления.

10.1.3 Надземные трубопроводы системы охлаждения резервуара должны защищаться от коррозии методом горячего цинкования в соответствии с СП 53-101-98 и соединяться между собой на фланцевых соединениях.

10.1.4 Резервуарное оборудование и системы устанавливаются на резервуарах в зависимости от его типа (РВС, РВСП и РВСПК). Перечень оборудования приведен в таблицах 10.1 – 10.4.

10.1.5 Срок службы резервуарного оборудования должен быть не менее 20 лет
(за исключением оборудования системы автоматизации). Оборудование должно заменяться по истечении срока службы и морального устаревания.

10.1.6 Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования, должно быть в климатическом исполнении в соответствии с ГОСТ 15150.

10.1.7 На резервуарах должно устанавливаться оборудование во взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

10.1.8 Установку патрубков для оборудования на корпусе и крыше резервуара необходимо производить в соответствии с требованиями Руководства [6].

10.1.9 Оборудование, располагаемое на резервуаре, должно быть доступным для обслуживания. С этой целью необходимо предусматривать обслуживающие площадки с лестницами.

10.1.10 Вид и количество оборудования, устанавливаемого на резервуары, приведены в таблицах 10.1 – 10.4. Количество и параметры оборудования отмеченные «*» должны определяться расчетом при разработке проектной документации.

Таблица 10.1 – Оборудование и конструктивные элементы резервуаров

№ п/п	Наименование оборудования	Наличие в резервуаре типа
РВС	РВСП	РВСПК
	ПРП	+	+	+
	ПРУ	+	+	+
	СКНР	+^1)	+^1)	+^1)
	СРДО^2)	+	+	+
	Пробоотборник^2)	+	+	-
	Кран сифонный	+	+	+
	Люк-лазы в первом поясе	+	+	+
	Люк-лазы во втором (третьем) поясе	-	+	+
	Люки световые	+	+	+
	Люки смотровые	-	+	+
	Люк монтажный	+	+	+
	Люк замерный	+	+	+
	Дыхательные клапаны	+	-	-
	Предохранительные клапаны	+	-	-
	Аварийный клапан	+	-^3)	-
	Вентиляционные патрубки	-	+	-
	Сигнализаторы верхнего допустимого уровня	+	+	+
	Водоспуск	-	-	+
	Уровнемер (измеритель уровня)	+	+	+
	Система охлаждения	+	+	+
	Система пожаротушения	+	+	+
	Система подогрева (опционально)	+	+	+
	Многоточечный датчик средней температуры нефти	+	+	+
	Датчик гидростатического давления (опционально)	+	+	+
	Датчик (типа мановакуумметр) для контроля давления в паровоздушном пространстве под стационарной крышей резервуара	+	-	-
	Датчик подтоварной воды (опционально)	+	+	+
	Пожарные извещатели	+	+	+
^1) Необходимость установки СКНР определяется согласно пункту 10.5.5. ^2) В резервуарах для светлых нефтепродуктов вместо СРДО устанавливается пробоотборник. ^3) Для РВСП при наличии автоматических установок газового пожаротушения предусматриваются вентиляционные аварийные устройства согласно пункту 6.4.3.5.

Таблица 10.2 – Системы и оборудование на резервуарах РВС

№ п/п	Наименование	Количество в зависимости от объема резервуара^1), м^3
	ПРП с ПРУ	Согласно пункту 10.1.15
	СРДО^2)	-	-

Продолжение таблицы 10.2

№ п/п	Наименование	Количество в зависимости от объема резервуара^1), м^3
	Система охлаждения
	Система пожаротушения	Согласно требованиям РД-13.220.00-КТН-014-10
	Система подогрева (опционально)
	Люк-лаз DN 600
	Люк-лаз 600х900 мм
	Монтажный люк DN 1000
	Многоточечный датчик средней температуры нефти
	Замерный люк^3)
	Уровнемер (измеритель уровня)
	Сигнализатор верхнего допустимого уровня
	Световой люк
	Пожарные извещатели	Согласно требованиям РД-13.220.00-КТН-014-10
	Кран сифонный
	Дыхательный клапан	Согласно требованиям Руководства [6]
	Предохранитель­ный клапан	Согласно требованиям Руководства [6]
	Аварийный клапан
	Датчик гидростатического давления (опционально)
	Датчик (типа мановакуумметр) для контроля давления в паровоздушном пространстве под стационарной крышей резервуара

Окончание таблицы 10.2

№ п/п	Наименование	Количество в зависимости от объема резервуара^1), м^3
	Датчик подтоварной воды (опционально)
	СКНР	-	-	-	-	-	2^4)	2^4)	2^4)
^1) Количество систем и оборудования на резервуарах РВС определяются расчетом. ^2) В резервуарах РВС для светлых нефтепродуктов вместо СРДО устанавливается пробоотборник. ^3) В резервуарах РВС для светлых нефтепродуктов устанавливается 1 замерный люк. ^4) Необходимость установки СКНР определяется согласно пункту 10.5.5.   Примечания 1 Количество и диаметр дыхательных (предохранительных) клапанов определяется по производительности заполнения и опорожнения конкретного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и технологической схемы НПС в соответствии с Руководством [6]. 2 СКНР устанавливаются по одному комплекту на каждый трубопровод. 3 Для резервуаров аварийного сброса нефти устанавливается 1 комплект СКНР на трубопроводе откачки.

Таблица 10.3 – Системы и оборудование на резервуарах РВСП

№ п/п	Наименование	Количество в зависимости от объема резервуара^1), м^3
	ПРП с ПРУ	Согласно пункту 10.1.15
	СРДО^2)							От 2 до 4
	Система охлаждения
	Система пожаротушения	Согласно требованиям РД-13.220.00-КТН-014-10
	Система подогрева (опционально)
	Люк-лаз DN 600							-
	Люк-лаз 600х900 мм в I поясе
	Люк-лаз 600х900 мм в II поясе
	Монтажный люк DN 1000
	Многоточечный датчик средней температуры нефти
	Замерный люк

Окончание таблицы 10.3