Ваши инструменты управления
  • Промышленное газовое оборудованиеПромышленное газовое оборудование
  • Оборудование для котельных и теплоснабженияОборудование для котельных и теплоснабжения
  • Резервуарные металлоконструкции. Оборудование для резервуарных парковРезервуарные металлоконструкции. Оборудование для резервуарных парков
  • Оборудование и комплектующие для сжиженного углеводородного газаОборудование и комплектующие для сжиженного углеводородного газа
  • Оборудование для строительства и монтажа трубопроводовОборудование для строительства и монтажа трубопроводов

ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. Глава 6-2

Предыдущая страница

6.2 Требования к выбору стали

6.2.1 Общие требования

6.2.1.1 Стали, используемые для изготовления конструкций резервуаров, должны соответствовать требованиям действующих стандартов и ТУ, дополнительным требованиям настоящего стандарта, а также требованиям проектной документации.

6.2.1.2 Элементы конструкций по требованиям к материалам подразделяют на следующие группы:

А и Б — основные конструкции;
А — стенка, привариваемые к стенке листы днища или окрайки днища, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, усиливающие накладки, опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины на стенке для крепления конструктивных элементов;
Б1 — каркас крыш, бескаркасные крыши;
Б2 — центральная часть днища, плавающие крыши и понтоны, анкерные крепления, настил каркасных крыш, обечайки патрубков и люков на крыше, крышки люков;
В — вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, переходы, ограждения.

6.2.1.3 Для основных конструкций группы А следует применять только спокойную (полностью раскисленную) сталь.

Для основных конструкций группы Б следует применять спокойную или полуспокойную сталь.

Для вспомогательных конструкций группы В наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации допускается применение кипящей стали.

6.2.1.4 Выбор марок стали для основных элементов конструкций следует проводить с учетом гарантированного минимального предела текучести, толщины проката и хладостойкости (ударной вязкости). Толщина листового проката не должна превышать 40 мм. Рекомендуемые марки стали приведены в приложении А.

6.2.1.5 Углеродный эквивалент стали с пределом текучести σТ < 390 МПа для элементов основных конструкций не должен превышать 0,45 %. Углеродный эквивалент СЭ рассчитывают по формуле:

Расчет углеродного эквивалента(18)

где С, Мn, Si, Cr, Mo, Ni, Си, V, P — массовые доли, % углерода, марганца, кремния, хрома, молибдена, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа.

Значения углеродного эквивалента СЭ стали следует указывать в проектной документации и при заказе металлопроката.

6.2.1.6 Для применяемых сталей соотношение предела текучести и временного сопротивления σТ / σВ  не должно превышать по марочному составу:

0,75 — для углеродистой и низколегированной стали (σТ ≤ 345 МПа);
0,80 — для низколегированной и нормализованной стали (σТ ≤ 440 МПа);
0,85 — для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали (σТ ≥ 440 МПа);
0,9 — для стали контролируемой прокатки (σТ ≥ 440 МПа).

6.2.1.7 Требования к стали для вспомогательных конструкций должны соответствовать строительным нормам и правилам для строительных стальных конструкций с учетом условий эксплуатации, действующих нагрузок и климатических воздействий.

6.2.1.8 Материалы для сварки (электроды, сварочная проволока, флюсы, защитные газы) следует выбирать в соответствии с требованиями технологического процесса изготовления и монтажа конструкций и выбранных марок стали. При этом применяемые сварочные материалы и технология сварки должны обеспечивать механические свойства металла сварных соединений не ниже свойств, установленных требованиями для выбранных марок стали.

Для сварных соединений из стали с гарантированным минимальным пределом текучести 305-440 МПа твердость HV металла шва и околошовной зоны не должна превышать 280 ед.

6.2.2 Расчетная температура металла

6.2.2.1 За расчетную температуру металла необходимо принимать наиболее низкое из двух следующих значений:

  • минимальная температура хранимого продукта;
  • температура наиболее холодных суток для данной местности (минимальная среднесуточная температура), повышенная на 5о С.

Примечание. При определении расчетной температуры металла не принимают во внимание температурные эффекты специального обогрева и теплоизолирования резервуара.

6.2.2.2 Температуру наиболее холодных суток для данной местности определяют с обеспеченностью 0,96 дпя температур наружного воздуха по действующим нормативным документам*.

________________
*На территории Российской Федерации действует СП 131.13330.2012 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология», таблица 3.1.

 

6.2.2.3 Для резервуаров рулонной сборки расчетную температуру металла следует принимать по 6.2.2.1, снижая ее на 5о С при толщинах листов стенки от 10 до 14 мм включительно, а при толщинах свыше 14 мм — на 10о С.

6.2.3 Требования к ударной вязкости

6.2.3.1 Требования к ударной вязкости стали для элементов основных конструкций групп А и Б назначают в зависимости от группы конструкций, расчетной температуры металла, механических свойств стали и толщины проката.

6.2.3.2 Для элементов конструкций группы А из стапи с гарантированным минимальным пределом текучести 390 МПа и менее температуру испытаний необходимо определять по номограмме (см. рисунок 23) с учетом предела текучести стали, толщины металлопроката и расчетной температуры металла. При использовании стали с пределом текучести более 390 МПа температуру испытаний следует принимать равной расчетной температуре металла.

Для элементов конструкций групп Б1 и Б2 температура испытаний определяют по номограмме (см. рисунок 23) с повышением данной температуры на 10о С.

График определения температуры испытания резервуаров РВС

Рисунок 23. График определения температуры испытания с учетом предела текучести,
расчетной температуры металла и толщины листов (пунктирной линией показан порядок действий)

6.2.3.3 Для элементов конструкций групп А и Б1, обязательным является определение значения ударной вязкости KCV, а для элементов группы Б2 — KCU при заданной температуре испытаний (см. 6.2.3.2).

Нормируемые значения ударной вязкости KCV и KCU листового проката на поперечных образцах зависят от гарантированного минимального предела текучести стали. Для стали с пределом текучести 360 МПа и менее ударная вязкость должна быть не менее 35 Дж/см2; для стали с более высоким пределом текучести — не менее 50 Дж/см2.

6.2.3.4 Нормируемое значение ударной вязкости фасонного проката на продольных образцах назначают в зависимости от класса прочности стали не менее значений, представленных в 6.2.3.3. плюс 20 Дж/см2.

6.2.3.5 Дополнительные требования по углеродному эквиваленту (см. 6.2.1.5), механическим свойствам (см. 6.2.1.6), твердости металла сварного соединения (см. 6.2.1.8) и ударной вязкости (см. 6.2.3.3) должны быть указаны в проектной документации (спецификации на металлопрокат).

6.2.3.6 Температура испытаний по графику на рисунке 23 может быть заменена аппроксимирующей формулой:

Температура испытаний по графику на рисунке 23 может быть заменена аппроксимирующей формулой(19)

где Tv — температура испытания пo KCV, °С;
T — расчетная температура металла, °С (-65° ≤ T ≤ -10°);
t — толщина проката, мм (5 мм ≤ t ≤ 40 мм);
Ryn — нормативный предел текучести, МПа (Ryn ≤ 375 МПа).

6.3 Требования к защите резервуаров от коррозии

6.3.1 Проект антикоррозионной защиты резервуаров для нефти и нефтепродуктов разрабатывают с учетом требований действующих нормативных документов*, а также особенностей конструкции резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.

6.3.2 При выборе защитных покрытий и назначении припусков на коррозию следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе. Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара приведена в таблице 15.

6.3.3 Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций резервуара, находящиеся на открытом воздухе, определяют температурно-влажностными характеристиками окружающего воздуха и концентрацией содержащихся в атмосфере воздуха коррозионно-активных газов, аэрозолей, солей и пыли в соответствии с действующими нормативными документами*.

6.3.4 Защиту металлоконструкций резервуара от коррозии необходимо осуществлять с использованием лакокрасочных покрытий, а также методами ЭХЗ. Возможно применение иных типов антикоррозионных покрытий.

6.3.5 Для обеспечения требуемой долговечности резервуара наряду с конструктивными, расчетными и технологическими мероприятиями используют увеличение толщины основных элементов конструкций (стенка, днище, крыши стационарные и плавающие, понтоны) за счет припуска на коррозию.

Значение припуска на коррозию зависит от степени агрессивности хранимого продукта, характеризующейся скоростью коррозионного повреждения металлоконструкций:

  • слабоагрессивная среда — не более 0,05 мм в год;
  • среднеагрессивная среда — от 0,05 до 0,5 мм в год;
  • сильноагрессивная среда — более 0,5 мм в год.

6.3.6 Продолжительность срока службы защитных покрытий — не менее 10 лет.

6.3.7 ЭХЗ конструкций резервуара следует осуществлять с применением установок протекторной или катодной защиты. Выбор метода защиты должен быть обоснован технико-экономическими показателями.

________________
*На территории Российской Федерации действует СП 28.13330.2012 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии».

Таблица 15. Воздействие среды на элементы резервуара

Элемент конструкций резервуаровСтепень агрессивного воздействия продуктов хранения на стальные конструкции внутри резервуара
Сырая нефть1)Мазут, гудрон, битумДизельное топливо, керосинБензин2)Пластовая вода3)Производственные стоки без очистки4)
1 Внутренняя поверхность днища и нижний пояс на высоте 1 м от днища Среднеагрессивная

Слабоагрессивная Сильноагрессивная 3<рН ≤ 11, суммарная концентрация сульфатов и хлоридов до 5 г/дм3, среднеагрессивная 
2 Средние пояса и нижние части понтонов и плавающих крыш Слабоагрессивная


Сильноагрессивная
3 Кровля и верхний пояс,
бортовые поверхности понтона и плавающих крыш
Среднеагрессивная


Сильноагрессивная

Примечания:

  1. При содержании в сырой нефти сероводорода в концентрации свыше 10 мг/дм3 или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия (см. показатели 1 и 3) повышается на одну ступень.
  2. Для бензина прямогонного (см. показатель 2) — повышается на одну ступень.
  3. При содержании в пластовой воде сероводорода в концентрации ниже 10 мг/дм3 или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия на кровлю снижается на одну ступень.
  4. При периодическом смачивании поверхности конструкций или при повышении температуры стоков с 50 до 100 °С в закрытых резервуарах без деаэрации следует принимать сильноагрессивную степень воздействия среды.

 

6.4 Требования к основаниям и фундаментам

6.4.1 Общие требования

6.4.1.1 В перечень исходных данных для проектирования основания и фундамента под резервуар должны входить данные инженерно-геологических изысканий (для районов распространения многолетнемерзлых грунтов — данные инженерно-геокриологических изысканий).

Объем и состав инженерных изысканий определяют с учетом действующих нормативных документов* и требований настоящего стандарта.

__________________
* На территории Российской Федерации действуют: СП 47.133302012 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения»; СП 11-105-97 «Инженерно-геологические изыскания для строительства» (части I—VI)».

 

6.4.1.2 Материалы инженерно-геологических изысканий площадки строительства должны содержать следующие сведения о грунтах и грунтовых водах:

  • литологические колонки;
  • физико-механические характеристики грунтов (плотность грунтов ρ, удельное сцепление грунтов с, угол внутреннего трения ϕ, модуль деформации Е, коэффициент пористости е, показатель текучести IL и др.);
  • расчетный уровень грунтовых вод с учетом прогноза изменения гидрогеологического режима грунтовых вод на период срока службы без учета их объемов.

В районах распространения многолетнемерзлых грунтов изыскания должны обеспечить получение сведений о составе, состоянии и свойствах мерзлых и оттаивающих грунтов, криогенных процессов и образованиях, включая прогнозы изменения инженерно-геокриологических условий проектируемых резервуаров с геологической средой.

6.4.1.3 Число геологических выработок (скважин) определяется площадью резервуара и должно быть не менее четырех (одна — в центре и три — в районе стенки, т. е. 0,9-1,2 радиуса резервуара). В дополнение к скважинам допускается исследование грунтов методом статического зондирования.

При проведении инженерных изысканий следует предусматривать исследование грунтов на глубину активной зоны (ориентировочно 0,4-0,7 диаметра резервуара) в центральной части резервуара и не менее 0,7 активной зоны — в области стенки резервуара. При свайных фундаментах на глубину активной зоны ниже подошвы условного фундамента (острия свай).

В районах с повышенной сейсмической активностью необходимо предусмотреть проведение геофизических исследований грунтов основания резервуаров и микросейсморайонирования.

6.4.1.4  При разработке проектов оснований и фундаментов следует руководствоваться положениями действующих нормативных документов* и требованиями настоящего стандарта.

6.4.2 Основные требования к проектным решениям оснований

6.4.2.1 Грунты, деформационные характеристики которых обеспечивают допустимые осадки резервуаров, следует использовать в естественном состоянии как основание для резервуара.

6.4.2.2 Для грунтов, деформационные характеристики которых не обеспечивают допустимые осадки резервуаров, предусматривают инженерные мероприятия по их упрочнению либо устройство свайного фундамента.

6.4.2.3 Для просадочных грунтов предусматривают устранение просадочных свойств в пределах всей просадочной толщи или устройство свайных фундаментов, полностью прорезающих лросадочную толщу.

6.4.2.4 При проектировании оснований резервуаров, возводимых на набухающих грунтах, в случае если расчетные деформации основания превышают предельные, предусматривают проведение следующих мероприятий:

  • полная или частичная замена слоя набухающего грунта ненабухающим;
  • применение компенсирующих песчаных подушек;
  • устройство свайных фундаментов.

6.4.2.5 При проектировании оснований резервуаров, возводимых на водонасыщенных пылевато-глинистых, биогенных грунтах и илах, в случае если расчетные деформации основания превышают допустимые, должно предусматриваться проведение следующих мероприятий:

  • устройство свайных фундаментов;
  • для биогенных грунтов и илов — полная или частичная замена их песком, щебнем, гравием и т. д.;
  • предпостроечное уплотнение грунтов временной пригрузкой основания (допустимо проведение уплотнения грунтов временной нагрузкой в период гидроиспытания резервуаров по специальной программе).

6.4.2.6 При проектировании оснований резервуаров, возводимых на подрабатываемых территориях, в случае если расчетные деформации основания превышают допустимые, должно предусматриваться проведение следующих мероприятий;

  • устройство сплошной железобетонной плиты со швом скольжения между днищем резервуара и верхом плиты;
  • применение гибких соединений (компенсационных систем) в узлах подключения трубопроводов;
  • устройство приспособлений для выравнивания резервуаров.

6.4.2.7 При проектировании оснований резервуаров, возводимых на закарстованных территориях, предусматривают проведение следующих мероприятий, исключающих возможность образования карстовых деформаций:

  • заполнение карстовых полостей;
  • прорезка карстовых пород глубокими фундаментами;
  • закрепление закарстованных пород и (или) вышележащих грунтов.

Размещение резервуаров в зонах активных карстовых процессов не допускается.

6.4.2.8 При применении свайных фундаментов концы свай заглубляют в малосжимаемые грунты и обеспечивают требования к предельным деформациям резервуаров.

Свайное основание может быть как под всей площадью резервуара — «свайное поле», так и «кольцевым» — под стенкой резервуара.

_________________________
На территории Российской Федерации действуют: СП 22.13330.2011 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений»; СП 24.13330.2011 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты»; СП 25.13330.2012 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»; СП 14.13330.2014 «СНиП 11-7-81* Строительство в сейсмических районах».

6.4.2.9 Если применение указанных в 6.4.2.7, 6.4.2.8 мероприятий не исключает возможность превышения предельных деформаций основания (или в случае нецелесообразности их применения), предусматривают специальные устройства (компенсаторы) в узлах подключения трубопроводов, обеспечивающие прочность и надежность узлов при осадках резервуаров, а также устройство для выравнивания резервуаров.

6.4.2.10 При строительстве в районах распространения многолетнемерзлых грунтов при использовании грунтов основания по первому принципу (с сохранением грунтов в мерзлом состоянии в период строительства и эксплуатации) предусматривают их защиту от воздействия положительных температур хранимого в резервуарах продукта. Это достигается устройством проветриваемого подполья типа «Высокий ростверк» или применением теплоизоляционных материалов в сочетании с принудительным охлаждением грунтов — термостабилизацией.

6.4.2.11 Грунтовые подушки следует выполнять из послойно уплотненного при оптимальной влажности грунта, модуль деформации которого после уплотнения должен быть не менее 15 МПа, коэффициент уплотнения — не менее 0,90.

Уклон откоса грунтовой подушки следует выполнять не более 1:1.5.

Ширина горизонтальной части поверхности подушки за пределами окрайки, м, должна быть:

0,7 — для резервуаров объемом не более 1000 м3;
1,0 — для резервуаров объемом более 1000 м3 и, независимо от объема, для площадок строительства с расчетной сейсмичностью 7 баллов и более.

Поверхность подушки за пределами периметра резервуара (горизонтальная и наклонная части) должна быть защищена отмосткой.

6.4.3 Основные требования к проектным решениям фундаментов

6.4.3.1 В качестве фундамента резервуара может быть использована грунтовая подушка (с железобетонным кольцом под стенкой и без него) либо железобетонная плита. Рекомендуемые конструктивные решения фундаментов резервуаров показаны на рисунках 24-26.

6.4.3.2 Для резервуаров объемом 2000-3000 м3 под стенкой резервуара устанавливают железобетонное фундаментное кольцо шириной не менее 0,8 м и не менее 1,0 м — для резервуаров объемом более 3000 м3. Толщину кольца принимают не менее 0,3 м.

Грунтовая подушка резервуаров РВС

Рисунок 24. Грунтовая подушка

Кольцевой железобетонный фундамент резервуара РВС

Рисунок 25. Кольцевой железобетонный фундамент

Сплошная железобетонная плита

Рисунок 26. Сплошная железобетонная плита

6.4.3.3 Для площадок строительства с расчетной сейсмичностью 7 баллов и более фундаментное кольцо устраивают для всех резервуаров, независимо от объема, шириной не менее 1,5 м, а толщину кольца принимают не менее 0,4 м. Фундаментное кольцо рассчитывают на основное, а для площадок строительства с сейсмичностью 7 баллов и более — также на особое сочетание нагрузок.

6.4.3.4 Под днищем резервуара должен быть предусмотрен гидроизолирующий слой, выполненный из асфальтобетона по ГОСТ 9128 или песчаного грунта, пропитанного нефтяными вяжущими добавками. Применяемые песок и битум не должны содержать коррозионно-активных агентов. Толщина гидроизолирующего слоя под центральной частью днища — не менее 50 мм, под окрайкой днища — не менее 20 мм.

6.4.3.5 При устройстве фундамента резервуара должно быть предусмотрено проведение мероприятий по отводу грунтовых вод и атмосферных осадков из-под днища резервуара.

6.4.4. Балочные конструкции фундаментов

Для оперативного обнаружения протечек продукта через повреждения днища (коррозионные, механические) допускается применять конструкции с опиранием днища на систему из стальных или бетонных опорных балок, т. е. днище может не иметь сплошного основания.

Расположение опорных балок должно обеспечивать вентиляцию пространства под днищем и не должно затруднять визуальное наблюдение за появлением протечек продукта.

Конструктивные схемы расположения опорных балок показаны на рисунке 27. Согласно этим вариантам стенка резервуара не имеет сплошной кольцевой опоры, поэтому в проекте КМ должны быть рассмотрены вопросы местной устойчивости стенки между опорными балками. Данные варианты опирания днищ рекомендуются для резервуаров, имеющих толщину нижнего пояса не более 14 мм и эксплуатируемых при температуре не более 100 °С.

Толщину листов днища при опирании на балки и расстояние между балками следует определять расчетом из условий прочности и деформативности согласно требованиям действующих нормативных документов*.

_____________
* На территории Российской Федерации действует СП 16.13330.2011 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции».

Днища, не имеющие сплошного основания, должны быть сварены двусторонней автоматической сваркой. Для монтажных соединений днища, располагаемых на опорных балках, допускаются односторонние нахлесточные соединения или стыковые соединения на остающейся подкладке. В качестве подкладки допускается использовать верхний пояс опорной балки.

Схема с параллельным расположением балок днища РВС

а) Схема с параллельным расположением балок

Схема с радиальным расположением балок днища РВС

б) Схема с радиальным расположением балок

Рисунок 27. Расположение опорных балок днища

6.4.5 Нагрузки на основание и фундамент

6.4.5.1 Статические нагрузки на центральную часть днища резервуара определяют, исходя из максимального проектного уровня налива и плотности хранимого продукта или воды при гидроиспытаниях.

Вертикальная и горизонтальная составляющие N0, NR погонной нагрузки на фундаментное кольцо под стенкой резервуара определяются гидростатическим давлением на уровне днища, полным весом стенки и крыши резервуара, включая оборудование и теплоизоляцию, а также снеговой нагрузкой, избыточным давлением и разряжением (вакуумом) в газовом пространстве резервуара. При расчете нагрузок на фундамент необходимо учитывать дополнительное к N0 вертикальное погонное усилие QR, возникающее вследствие отрыва части окраечного кольца от основания, а также горизонтальное погонное усилие NR=F, где F=Qykt, (N0+QR), если F>0, и NR=Qy, если F≤0. Здесь Qy — погонное перерезывающее усилие в уторном узле, kt — коэффициент трения днища по основанию под стенкой резервуара.

6.4.5.1 При сейсмическом воздействии погонное усилие на фундаментное кольцо увеличивается за счет периодической составляющей опрокидывающего момента на корпус. Амплитуду и частоту нагрузки от сейсмического воздействия определяют при выполнении прочностного сейсмического расчета корпуса резервуара.

6.5 Конструкции и устройства для надежной и безопасной эксплуатации резервуаров

6.5.1 Общие требования

6.5.1.1 Комплектация резервуара устройствами для надежной и безопасной эксплуатации определяется специализированной технологической проектной организацией совместно с заказчиком резервуара и указывается в техническом задании на проектирование.

6.5.1.2 Резервуары в зависимости от их назначения, конструкции и места расположения могут быть оснащены:

  • конструкцией крыши с легкосбрасываемым настилом;
  • приемо-раздаточными устройствами и запорной арматурой, имеющими местное или дистанционное управление;
  • устройствами для вентиляции (дыхательные клапаны, вентиляционные патрубки, аварийные клапаны);
  • средствами и установками для обнаружения и тушения пожаров;
  • устройствами молниезащиты. заземления и защиты от статического электричества;
  • устройствами специального назначения (приборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимого продукта, автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней, устройствами отбора проб, устройствами для удаления подтоварной воды, устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов, устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре, устройствами для зачистки);
  • устройствами, компенсирующими нагрузки на приемо-раздаточные патрубки от трубопроводов при сейсмических воздействиях.

6.5.2. Конструкции крыши с легкосбрасываемым настилом

6.5.2.1 Безопасный (без разрушения корпуса резервуара) сброс сверхнормативного внутреннего избыточного давления, в том числе при возгорании соседних резервуаров, возможен путем создания «слабого узла» соединения настила стационарной крыши со стенкой резервуара.

«Слабый узел» соединения настила крыши со стенкой должен обеспечивать частичный или полный отрыв настила крыши от внешнего опорного узла и быстрый сброс избыточного давления.

Для крыш с легкосбрасываемым настилом необходимо соблюдать следующие требования:

  • крыша должна выполняться с внутренним расположением каркаса;
  • диаметр резервуара должен быть не менее 15 м;
  • угол наклона радиальных балок, а в местах их примыкания к внешнему опорному кольцу крыши должен быть не более 9,46о (уклон крыши меньше или равен 1:6);
  • приварку настила следует выполнять в соответствии с 6.1.2.8;
  • площадь поперечного сечения узла Аr, м2, сопряжения крыши со стенкой определяют в соответствии со следующим требованием:

площадь поперечного сечения узла сопряжения крыши со стенкой резервуара РВС(20)

где G — собственный вес крыши и оборудования за вычетом веса настила крыши, МН.

6.5.3 Приемо-раздаточные патрубки и устройства

6.5.3.1 Приемо-раздаточные патрубки и устройства (ПРП и ПРУ) предназначены для подачи продукта в резервуар и отбора продукта из резервуара. Количество и условный проход ПРП и ПРУ следует определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.

6.5.3.2 ПРП и ПРУ рекомендуется оснащать отсекающей продукт запорной арматурой (задвижка, заслонка, «хлопушка»), устанавливаемой внутри или снаружи резервуара и управляемой снаружи резервуара.

6.5.3.3 ПРУ могут быть совмещены с устройствами размыва донных отложений или перемешивания продукта, а также распределения потока.

6.5.3.4 Подачу продукта в резервуар с понтоном или плавающей крышей следует производить через ПРУ.

6.5.3.5 Конструкция ПРУ должна быть согласована с разработчиком проекта КМ. В проекте КМ должен быть дан усиливающий лист приварки патрубка ПРП к стенке резервуара.

6.5.3.6 Диаметр патрубка ПРУ следует определять исходя из скорости движения потока продукта. Допустимые скорости истечения через ПРУ устанавливают для каждого продукта в зависимости от объемного удельного электрического сопротивления.

При заполнении порожнего резервуара независимо от допустимой скорости производительность заполнения должна ограничиваться скоростью потока через ПРУ не более 1 м/с до момента заполнения верха патрубка ПРУ или до всплытия понтона или плавающей крыши.

Максимальная производительность заполнения и опорожнения резервуара с понтоном или плавающей крышей ограничена допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши, которая не должна превышать 6 м/ч для резервуаров объемом до 30 000 м3 и 4 м/ч для резервуаров объемом свыше 30 000 м3. При нахождении понтона или плавающей крыши на стойках максимальная скорость повышения или понижения уровня продукта в резервуаре не должна превышать 2,5 м/ч.

Скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленной на резервуаре дыхательной аппаратуры.

6.5.4 Общие требования к вентиляции резервуаров

6.5.4.1 Вентиляция резервуаров со стационарной крышей должна быть обеспечена установкой на крыше дыхательной аппаратуры (дыхательных и предохранительных клапанов), вентиляционных патрубков, аварийных клапанов.

6.5.4.2 Вентиляция резервуара должна обеспечивать поддержание или отсутствие внутри резервуара давления и вакуума, рабочие (нормативные) значения которых предусмотрены техническим заданием на проектирование, а также отсутствие аварийных значений давления и вакуума, которые могут вызвать разрушение корпуса резервуара.

6.5.4.3 Системы вентиляции должны быть защищены от проникновения дождевой воды, посторонних предметов, от конденсации, полимеризации и возгонки продукта, от замерзания воды или конденсата продукта, вентиляционные системы должны быть устойчивы к воздействию коррозии.

6.5.5 Дыхательная аппаратура

6.5.5.1 Дыхательные и предохранительные клапаны следует применять для резервуаров типа РВС, предназначенных для эксплуатации при избыточном давлении и вакууме.

6.5.5.2 Установочные значения избыточного давления ри и вакуума pvu клапанов не должны превышать нормативные значения внутреннего давления р и вакуума pv в следующих соотношениях:

для дыхательных клапанов: 0,9p pu ≤ 1,0р;  
  0,9pv pvu ≤ 1,0 pv; (21)
для предохранительных клапанов: 1,1p < pu ≤ 1,2р;  
  1,1pv < pvu ≤ 1,2 pv (22)

Нормативные значения избыточного давления и вакуума, устанавливаемые заданием на проектирование, принимают, как правило, р = 2,0 кПа, pv = 0,25 кПа.

6.5.5.3 Число устанавливаемых на резервуаре дыхательных и предохранительных клапанов определяют по их суммарной пропускной способности в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций по следующим формулам:

  • пропускная способность клапанов по внутреннему давлению Q, м3/ч:

Q=2,71M1 + 0,026V;   (23)

  • пропускная способность клапанов по вакууму Q, м3/ч:

Q=M2 + 0,22V;   (24)

где M1 — производительность залива продукта в резервуар, м3/ч;
M2 — производительность слива продукта из резервуара, м3/ч;
V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м3.

Не допускаются изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

6.5.5.4 Для обогащенных (например, метаном) продуктов или при температуре продукта выше 40 °С пропускная способность клапанов по внутреннему давлению должна быть увеличена в 1,7 раза.

6.5.5.5 Дыхательные и предохранительные клапаны следует устанавливать совместно с огневыми преградителями. которые должны предотвращать распространение пламени в хранящий огнеопасную жидкость резервуар.

6.5.6 Вентиляционные патрубки

6.5.6.1 Вентиляционные патрубки следует применять для резервуаров, эксплуатируемых при отсутствии избыточного давления и вакуума, т. е. для атмосферных резервуаров со стационарной крышей без понтона, ГО и УЛФ. На вентиляционных патрубках допускается не устанавливать огневые преградители.

6.5.6.2 Пропускная способность вентиляционных патрубков Q, м3/ч, определяется как наибольшее значение, вычисляемое по формулам:

Q = М1 + 0,02V или Q = М2 + 0,22V.     (25)

6.5.6.3 Вентиляционная система резервуаров с понтоном должна предусматривать установку на стационарной крыше вентиляционных проемов согласно 6.1.9.12. Использование традиционных вентиляционных патрубков для резервуаров с понтоном допускается только вместо центрального вентиляционного проема.

6.5.7 Аварийные клапаны

6.5.7.1 Аварийные клапаны устанавливают на резервуары типа РВС. Они предназначены для аварийного сброса избыточного давления, вызванного внешним температурным воздействием высокой интенсивности и (или) неисправностью других систем вентиляции, таких как дыхательные клапаны, газовые подушки и т. п.

6.5.7.2 Расчет аварийного вентилирования должен учитывать: интенсивность теплопередачи на единицу площади стенки резервуара от очага пожара внутри зоны обвалования; размер резервуара и долю общей площади, подверженной тепловому воздействию, от очага пожара; время, необходимое для доведения содержимого резервуара до кипения; время, необходимое для нагрева несмачиваемой стенки или крыши резервуара до температуры потери несущей способности металлоконструкций; влияние способа удержания и удаления пролитого продукта; применение водяного охлаждения и тепловой изоляции резервуара в целях снижения интенсивного температурного воздействия.

6.5.7.3 Аварийные клапаны должны иметь прямой вертикальный патрубок для выхода газов в атмосферу без установки огневых преградителей. Устройство защитных кожухов допускается только при наличии соответствующего расчета производительности аварийного клапана.

6.5.7.4 Установочное давление срабатывания аварийных клапанов следует определять расчетом прочности резервуара. При этом не должно происходить разрушение стенки резервуара и узлов соединения стенки резервуара с днищем и стационарной крышей.

Установочное значение давления срабатывания аварийных клапанов (АК) ра должно находиться в пределах 1,2р < ра ≤ 1,5р.

При проведении гидравлических испытаний резервуар следует испытать на давление ра, при котором должно произойти срабатывание АК.

Рекомендуется применение АК условным проходом не менее 500 мм и не более 1000 мм. Количество АК следует определять с учетом пропускной способности клапана, заявленной заводом-изготовителем в соответствии с результатами заводских испытаний, а также оно должно зависеть от номинального объема резервуара согласно таблице 16.

Таблица 16. Рекомендуемое минимальное количество АК для РВС

Объем резервуара, м3Количество АК, шт.
Ду 500, Ду 600Ду 1000
До 5000 включительно 1
Свыше 5000 до 50 000 2 1
Свыше 50 000 2

Пропускная способность АК по избыточному давлению должна составлять не менее:

  • 150 00 м3/ч для Ду 500 и Ду 600;
  • 50 000 м3/ч для Ду 1000.

6.5.8 Система инертирования

Для защиты от образования взрывопожароопасной паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара допускается применять защиту резервуара азотом или иным инертным газом (азотная защита, инертирование). Система инертирования должна иметь технико-экономическое обоснование и применяться в следующих случаях:

  • хранимый продукт требует защиты от окисления;
  • возникновение аварийно-пожарной ситуации повлечет за собой реальную угрозу жизни людей и экологии региона;
  • в случае требования определенной категории взрывоопасности резервуара.

6.5.9 Системы тушения пожара

6.5.9.1 Системы противопожарной защиты на резервуарах для нефти и нефтепродуктов в рамках настоящего стандарта следует проектировать на основании двух возможных сценариев развития аварийной ситуации:

  • горение продукта и пожар резервуара происходят внутри его корпуса, т. е. без разрушения стенки и днища;
  • для резервуара с защитной стенкой происходят разрыв основной стенки резервуара и разлив продукта в объем защитного резервуара.

Обязательным условием рассмотрения первого сценария аварийной ситуации является наличие на резервуаре стационарной крыши с легкосбрасываемым настилом или аварийных клапанов.

Второй сценарий предполагает наличие в проекте резервуара расчета защитной стенки резервуара на гидродинамическое воздействие и полное удержание волны жидкости, образующейся при разрушении основного резервуара.

6.5.9.2 Резервуарные парки должны быть оборудованы системами пожарной сигнализации в соответствии с СП 5.13130.2009*.

________________________
*На территории Российской Федерации действует СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования».

6.5.9.3 Установки для тушения пожара подразделяют на следующие:

  • по типу установок тушения пожара: установки пенного пожаротушения; установки углекислотного пожаротушения; установки газопорошкового пожаротушения; установки водяного и углекислотного охлаждения;
  • по принципу действия: установки поверхностного, подслойного, объемного и локального пожаротушения;
  • по расположению: стационарные (автоматические и неавтоматические), полустационарные и передвижные установки.

Для ликвидации и локализации возможных пожаров в резервуарах и резервуарных парках следует предусматривать совместное использование установок пожаротушения и установок охлаждения резервуаров.

6.5.9.4 Установки тушения и охлаждения резервуаров следует выполнять в соответствии с нормами проектирования резервуарных парков на складах нефти и нефтепродуктов или на основе инженерного обоснования в зависимости от температуры вспышки хранимых нефти или нефтепродуктов, конструктивного вида и пожаровзрывоопасности резервуара, объемов единичных резервуаров и общей вместимости резервуарного парка, расположения площадки строительства, организации пожарной охраны на предприятии размещения резервуаров, с учетом норм проектирования установок пенного тушения и водяного охлаждения, включая предварительное планирование тушения возможного пожара.

6.5.9.5 Стационарные установки пенного пожаротушения должны предусматривать установку пеногенераторов или пенокамер в системах подачи пены средней и низкой кратности для поверхностного или подслойного пожаротушения.

Размещение оборудования стационарных установок пенною пожаротушения на конструкциях резервуара следует выполнять с учетом:

  • расчетного состояния и возможных перемещений (деформаций) стенки и крыши резервуара при пожаре или взрыве;
  • возможных перемещений (деформаций) частей противопожарного оборудования (насадок, распылителей, оросителей);
  • требований к расстояниям между сварными швами стенки и швами крепления постоянных конструктивных элементов, присоединяемых к стенке резервуара.

Кольцевые трубопроводы и стояки должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов к кронштейнам следует выполнять на болтовых хомутах и скобах.

Пеногенераторы и пенокамеры следует устанавливать:

а) для РВС и РВСП — в верхнем поясе стенки или на крыше (установка на крыше допускается только при устройстве дополнительной защиты от повреждений при взрыве или опасных факторов пожара);
б) для РВСПК — выше стенки;
в) для резервуаров с защитной стенкой РВС ЗС, РВСП ЗС, РВСПК ЗС:

  • для основного резервуара — в соответствии с перечисленными а), б);
  • для защитного резервуара — в верхнем поясе защитной стенки или выше защитной стенки.

6.5.9.6 Стационарные установки водяною охлаждения резервуаров состоят из верхнего горизонтального кольца орошения (перфорированного трубопровода или трубопровода с дренчерными оросителями), стояков и нижнего кольцевою трубопровода, соединенного с противопожарным водопроводом или с устройствами для подключения пожарных машин.

Требования к размещению оборудования стационарных установок водяного охлаждения резервуаров аналогичны соответствующим требованиям для стационарных установок пенного пожаротушения.

Интенсивность (удельные интенсивности — на единицу охлаждаемой площади стенки или длины периметра охлаждаемого резервуара) подачи воды на охлаждение горящего резервуара и соседнего с горящим резервуара должна быть обоснована теплотехническим расчетом или принята по нормам проектирования резервуарных парков.

6.5.9.7 Системы противопожарной защиты вертикальных резервуаров класса КС-3а, а также резервуаров для хранения нестабильного газового конденсата допускается применять после разработки специальных технических условий на противопожарную защиту конкретного объекта, согласованного в установленном порядке.

6.5.10 Молниезащита и защита от статического электричества

6.5.10.1 Устройства молниезащиты резервуаров должны быть запроектированы в составе проекта «Оборудование резервуара» согласно требованиям действующих нормативных документов*. Уровень и надежность защиты устанавливают в пределах 0,9-0,99 в зависимости от типа резервуара, хранимого продукта и вместимости склада (категории склада) в соответствии с таблицей 17.

_____________________
На территории Российской Федерации действует СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций».

6.5.10.2 Защиту от прямых ударов молнии следует проводить отдельно стоящими (при уровне защиты I или II) или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами) — при уровне защиты III. Расчет молниеприемников следует выполнять исходя из требуемого уровня защиты.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготовляют из круглых стержней или труб с поперечным сечением не менее 100 мм2. Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) следует осуществлять сваркой.

Таблица 17. Параметры молниезащиты резервуаров

Характеристика резервуараУровень защитыНадежность защиты
Склад нефти и нефтепродуктов категории I
РВС для ЛВЖ I 0,99
РВСП I 0,99
РВСПК I 0,99
РВС для ГЖ II 0,95
Склад нефти и нефтепродуктов категории II
РВС для ЛВЖ I 0,99
РВСП II 0,95
РВСПК II 0,95
РВС для ГЖ III 0,90
Склад нефти и нефтепродуктов категории III
РВС для ЛВЖ II 0,95
РВСП II 0,95
РВС для ГЖ III 0,90

Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят с применением цинконаполненных лакокрасочных материалов (по указанию заказчика). Вершина молниеприемника на длине около 1 м должна быть подвергнута горячему оцинкованию.

6.5.10.3 Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 20 м по периметру стенки, но не менее четырех на равных расстояниях. Присоединение резервуара к токоотводам и токоотводов к заземлителям следует выполнять, как правило, сваркой. Допускается присоединение через медные или оцинкованные токоотводы с использованием латунных болтов, гаек и шайб. Каждое соединение (стенка — токоотвод — заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом (переходное сопротивление > 0,05 Ом).

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении не менее указанных в таблице 18.

6.5.10.4 В проекте «Молниезащита резервуара» должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условий налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефть и нефтепродукты следует заливать в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Продукт должен поступать в резервуар ниже находящего в нем остатка.

Таблица 18. Минимальные размеры стальных токоотводов и заземлителей

МатериалПрофиль сеченияДиаметр, ммПлощадь поперечного сечения, мм2Толщина стоики, мм
 Сталь оцинкованная  Круглый:

для вертикальных заземлителей;
12
для горизонтальных заземлителей 10
Прямоугольный 75 3
Трубный 25 2

6.5.10.5 Защита резервуаров от электростатической индукции и накопления статического электричества обеспечивается присоединением металлических корпусов установленных на резервуарах аппаратов, а также трубопроводов, которые вводятся в резервуар, к контуру заземления.

6.5.10.6 На резервуарах с понтонами или плавающими крышами необходимо дополнительно устанавливать не менее двух гибких металлических перемычек между понтоном или плавающей крышей и корпусом резервуара.

6.5.11 Конструкции для зачистки

6.5.11.1 Конструкции для зачистки служат для выполнения следующих операций:

  • удаление остатков (придонного слоя) продукта;
  • удаление донного осадка (отложений), образовавшегося в период эксплуатации резервуара;
  • удаление подтоварной воды;
  • удаление атмосферной воды из межстенного пространства резервуаров с защитной стенкой.

6.5.11.2 Патрубки зачистки с отводом

Патрубки зачистки с отводом служат для удаления из резервуара остатков продукта и подтоварной воды. Патрубки изготовляют условным проходом 100, 150, 200 и 250 мм. Конструкция патрубков должна соответствовать рисунку 28.

6.5.11.3 Круглые зумпфы зачистки

Круглые зумпфы зачистки служат для удаления из резервуара остатков продукта, подтоварной воды и донного осадка. Конструкция зумпфов должна соответствовать рисунку 29 и таблице 19. Необходимость установки, конструкцию и требуемое количество опор для трубы определяют при проектировании в зависимости от расстояния от зумпфа до стенки резервуара.

Патрубки зачистки с отводом сварное присоединение

а) Патрубок со сварным присоединением отвода

Патрубки зачистки с отводом фланцевое присоединение

б) Патрубок с фланцевым присоединением отвода

Рисунок 28. Патрубки зачистки с отводом

Круглый зумпф зачистки

Рисунок 29. Круглый зумпф зачистки

Таблица 19 — Конструктивные параметры круглых зумпфов зачистки

ПараметрыУсловное обозначениеРазмеры, мм
Условный проход патрубка
Dу50Dу80Dу100Dу150
Диаметр трубы Dp 57 89 108 159
Толщина стенки трубы* tp 5 5 5 6
Диаметр зумпфа Dz 600 900 1200 1500
Глубина зумпфа Hz 300 450 600 900
Толщина листов зумпфа* tz 8 10 10 12

*Без учета припуска на коррозию.

6.5.11.4 Лотковый зумпф зачистки

Лотковый зумпф зачистки служит для удаления из резервуара донного осадка и для удаления из межстенного пространства резервуаров с защитной стенкой атмосферных осадков. Конструкция лоткового зумпфа зачистки должна соответствовать рисунку 30. Толщины конструктивных элементов зумпфа даны без учета припуска на коррозию.

Фланец и крышкаФланец и крышка

Лотковый зумпф зачистки

Рисунок 30. Лотковый зумпф зачистки

6.5.11.5 Придонные очистные люки

Придонные очистные люки служат для удаления из резервуара донного осадка и рекомендуются для применения в резервуарах для хранения нефти и вязких нефтепродуктов. Номинальный размер люка определяется высотой и шириной обечайки люка. Конструкция придонных очистных люков должна соответствовать рисунку 31 и таблицам 20 и 21.

 Придонный очистной люк - фланец

 Придонный очистной люк

Примечания

  1. Поверхности, прилегающие к прокладке, обработать до Ra ≤ 12,5 мкм.
  2. Усиливающий лист должен иметь контрольное отверстие М6 — М10.
  3. Все кромки и утлы внутренней поверхности скруглить радиусом не менее 3 мм.
  4. Внутренние швы должны быть гладко зашлифованы.
  5. Поворотное устройство не показано.

Рисунок 31.  Придонный очистной люк

Таблица 20. Конструктивные параметры придонных очистных люков

ПараметрыУсловное обозначениеРазмеры, мм
Номинальный размер люка
600×600600×900900×1200
Высота обечайки HN 600 600 900
Ширина обечайки LN 600 900 1200
Радиус обечайки RN RN =0,5 LN
Высота вставки стенки HSl По высоте нижнего пояса стенки
Толщина вставки стенки tSl По расчету
Толщина усиливающего листа tR tR = tSl
Толщина обечайки tN tN = tSl
Ширина усиливающего листа LR 1830 2270 2700
Высота усиливающего листа HR 920 920 1380
Радиус скругления усиливающего листа RR 740 740 1040
Толщина вставки днища tBl По расчету
Минимальная ширина вставки днища BBl tSI + tR + 250 мм
Толщина фланца tF По таблице 21
Толщина крышки tC По таблице 21
Диаметр болтов dB 20
(36 шт.)
20
(44 шт.)
24
(46 шт.)

Таблица 21. Толщина фланца tf и крышки придонного очистного люка

Максимальный уровень налива продукта плотностью 1,0 т/м3, мТолщина*, мм
Номинальный размер люка
600×600600×900900×1200
6,0 10 14 16
9,0 12 16 19
12,0 14 18 22
15,0 15 20 24
18,0 16 22 26
21,0 17 23 27
24,0 18 24 28

*Без учета припуска на коррозию.

6.5.12 Устройства специального назначения

6.5.12.1 Для обеспечения безопасной эксплуатации на резервуарах следует устанавливать соответствующие контрольно-измерительные приборы и автоматические устройства для обеспечения безопасности (КИПиА — сигнализаторы максимального и минимального уровня нефти и нефтепродукта), уровнемеры, датчики температуры и давления, пожарные извещатели и прочее.

6.5.12.2 КИПиА должны соответствовать требованиям нормативных документов и подзаконных актов*.

6.5.12.3 Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта. Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум двумя), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

6.5.12.4 Резервуары всех типов следует оснащать пробоотборниками, у которых выдача проб продукта осуществляется через устройства, расположенные в первом поясе стенки резервуара. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

6.5.12.5 Для слива подтоварной воды резервуары следует оснащать сифонными кранами, которые рекомендуется устанавливать на расстоянии не более 2 м от усиливающей накладки люка-лаза в первом поясе стенки.

6.5.12.6 Резервуары для хранения нефти следует оборудовать устройствами для предотвращения накопления осадка. Необходимость применения и выбор устройств определяются технологическими особенностями режимов хранения.

6.5.12.7 Вязкие нефть и нефтепродукты следует хранить в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества продукта и пожарную безопасность.

________________
*На территории Российской Федерации действуют Правила применения технических устройств на опасных производственных объектах, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 25 декабря 1998 т. № 1540.

Предыдущая страница
Форма обратной связи
Ваше имя*:Номер телефона*:
Email:Город:
Название организации*:
Вопрос:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.

 
Запрос на тему проектно-технической документации
Ваше имя*:Номер телефона*:
Email:Город:
Название организации*:
Вопрос:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.

 
Запрос на тему проектно-технической документации
Ваше имя*:Номер телефона*:
Email:Город:
Название организации*:
Вопрос:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.

 
Форма запроса цены
Запрос цены на ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. Глава 6-2
Ваше имя*:Номер телефона*:
Email:Город:
Название организации*:
Дополнительная информация:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.

 
Форма заказа
Заказ ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. Глава 6-2
Ваше имя*:Номер телефона*:
Email:Город:
Название организации*:
Дополнительная информация:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.

 
Форма заказа оборудования, стоимости и условий поставки
Ваше имя*:Номер телефона*:
Наименования:
Добавить
Email:Город:
Название организации*:
Дополнительная информация:

Поля, помеченные * обязательны для заполнения.

Нажимая кнопку "Отправить запрос", Вы соглашаетесь с политикой обработки персональных данных сайта.