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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流焊接原油罐修理规程.精品文档.立式圆筒形钢制焊接原油罐修理规程Code for repair of vertical cylindricalwelded steel crude oil tanks1 范围本标准规定了立式圆筒形钢制焊接原油罐罐体、附件、防腐、保温和油罐基础的检测、评定与修理的要求。本标准适用于200m3至10104m3立式圆筒形钢制焊接原油罐。储存其它介质的储罐和200m3以下的原油罐可参照执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本
2、标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GBJ 128-90 立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范GB 3095-1996 环境空气质量标准GB 3186-1982 涂料产品的取样GB/T 8923-1988 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB 8978-1996 污水综合排放标准GB 16297-1996 大气污染物综合排放标准GB 50204-1992 混凝土结构工程施工及验收规范SY/T 0407-97 涂装前钢材表面预处理规范SY/T 0443-98 常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准SY/T 0444-98 常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准SY 5225-1994
3、 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定SY 5719-95 天然气凝液安全管理规定SY 5737-1995 原油管道输送安全规定SY 5858-93 石油企业工业动火安全规程JB 4730-94 压力容器无损检测API Std 653 油罐检验、修理、改建和翻建（第1版）1）3 总则3.1 油罐的修理周期一般为57年。新建油罐第一次修理周期最长不宜超过10年。3.2 油罐修理以前，应依据本标准由相应资格的检测员进行现场调查，作出规范的检测评定报告报设备主管部门备案。3.3 油罐修理的设计应委托有相应油罐设计资质的设计单位进行。1)该标准中译本由石油工业出版社出版。3.4 油罐修
4、理中的重大技术方案，应报设备主管部门批准。3.5 油罐修理应在保证安全生产的前提下进行。3.6 油罐修理应由具备油罐修理资格的单位施工。3.7 处于地震烈度6度及其以上地震区、未做抗震验算的油罐应按有关标准进行抗震验算。3.8 罐体上的消防、仪表设施的修理应按规定与油罐修理同步进行。3.9 油罐修理完毕后，应按要求进行容积标定。4 油罐清洗4.1 清洗油罐的准备工作4.1.1 对被清洗油罐的竣工图、技术档案、事故记录及使用情况进行调查，制定清罐的施工方案和技术措施。4.1.2 对从事清罐的工作人员应进行技术和安全培训，包括熟悉施工方案和技术措施，学习安全规则和防火、防爆、防毒的安全常识，并进行
5、实际考核。4. 1.3 检查油罐防雷、防静电接地装置沿罐周长的间距不宜大于30m，接地点不少于2个，接地电阻不大于10。4.1.4 检查浮顶油罐浮船与罐壁连接的静电导出线，其截面积不得小于25mm2。4.1.5 按照清罐施工方案和技术措施要求，对与油罐相关的工艺管线、阀门、法兰、液位计等采取必要的安全保护措施。4.1.6 备齐清罐所需的并符合防火、防爆安全要求的动力源、设备、工具、检测仪器等。4.2 清洗部位与要求4.2.1 清洗部位包括油罐金属结构部分的内、外表面及油罐的附件。4.2.2 清洗后应达到动火要求，无污油、积水及其它杂物。4.3 清罐安全技术规定4.3.1 清罐施工全过程的安全生
6、产管理应按SY 5225执行。4.3.2 从事清罐施工人员的防火、防爆、防毒及人身保护等安全管理按SY 5719，SY 5737执行。4.3.3 清罐过程的施工动火管理按SY 5858执行。4.3.4 清罐过程的消防措施按SY 5225执行。4.3.5 蒸罐时应用不含水团的蒸汽。当环境温度为O以下或雷雨、风雪天气时，不得进行蒸罐。4.3.6 作业区周围30m以内严禁明火。4.3.7 清罐人员进罐作业时，应对罐内进行强制通风，定时对罐内气体取样分析，一般含氧量不小于18%，可燃气体含量低于爆炸下限的10%；并进行测爆实验，落实防护措施和办理特种作业工作票，保证安全用电和充足照明。一般作业每30m
7、in更换人员一次。4.3.8 清洗污油时，不得使用铁器工具进行作业。4.3.9 机械清洗油罐的技术要求：a) 清洗作业宜连续进行；b) 清洗用设备应严格按其使用说明书进行操作，并应符合相关标准的要求。4.3.10 清罐过程中不得使用轻质油或溶剂擦洗油罐罐体和附件。4.4 清罐过程中的废水、废气、废渣的排放按GB 8978和GB 16297执行。5 油罐的检测与评定5.1 油罐检测的必要条件a) 油罐的人孔、透光孔应全部打开； b) 罐内外表面无油污及其它杂物，根据检测需要对相关部位或焊缝进行喷砂除锈，达到GB/T 8923中规定的Sal级的要求。5.2 油罐罐体的检测5.2.1 检测的主要内容
8、a) 罐体的腐蚀；b) 罐体的几何尺寸及变形；c) 油罐附件；d) 防腐和保温。5.2.2 罐体的腐蚀检测5.2.2.1 检测点的布置。一般应按以下三种情况布点：a) 按排板的每块板布点； b) 按每块板上的局部腐蚀深度布点；c) 接点蚀布点。前两种情况检测每一块钢板和每一块钢板上一个腐蚀区的平均减薄量，后一种情况检测腐蚀较严重点的腐蚀深度。5.2.2.2 检测点的数量。在设备和人力可能的条件下，以能较准确地反映被测板的实际平均厚度为原则，根据油罐不同部位的不同腐蚀情况确定。一般情况下，一个检测区（一块板或一块板上的一个局部腐蚀区）用超声波测厚仪检测，检测点数不应少于5个。当平均减薄量大于设计
9、厚度的10 %时，应加倍增加检测点。5.2.2.3 罐壁板重点检测区内表面一般在底板向上1m范围内，外表面为罐壁裸露区，且宜分内外两面检查。5.2.2.4 边缘板的腐蚀检测应包括罐壁外侧延伸部分的边缘板，并测量边缘板外露尺寸宽度。5.2.2.5 中幅板检测：a) 中幅板应特别注意采取措施检测由下而上的点蚀。如在喷砂过程中，边喷砂边检查是否有由下而上的腐蚀穿孔出现。b) 必要时，经使用单位主管部门同意，罐底中幅板允许少量的开孔检查，但一个开孔的面积不大于0.5m2，且应远离焊缝200mm以上。检查完毕后，应按6.6.1.3要求补板并做真空试漏。5.2.2.6 罐顶检测：a) 固定顶：首先进行外观
10、检查，然后对腐蚀严重处进行厚度检测。b) 浮顶：首先进行外观检查，明显腐蚀的部位应进行厚度检测。对单盘上表面应逐块进行厚度检测，单盘下表面采用目测检查。一浮舱应逐个检测内外表面的腐蚀情况，必要时应测厚。5.2.3 罐体变形检测按GBJ 128-90第六章第三节要求进行。5.2.4 附件检测接GBJ 128-90第四章第七节要求进行。5.2.5 焊缝检测 a) 罐底板、浮顶单盘板、浮舱底板的焊缝应进行100%真空试漏，试验负压值不得低于53kPa；b) 罐底板与壁板、浮顶单盘板与浮舱的内侧角捍缝按SY/T 0443进行渗透检测或按SY/T 0444进行磁粉检测；c) 浮顶船舱应逐舱通入785Pa
11、（80mm水柱）压力的空气进行气密性检测；d) 罐下部壁板纵焊缝应进行超声波探伤检查，容积小于2104m3的只检查下部一圈，容积大于或等于2104m3的检查下部两圈；检查焊缝的长度，纵焊缝不小于该部分焊缝总长的10%，丁字焊缝100%检查。5.2.6 防腐层的检测应在目测检查基础上，用测厚仪检测涂层厚度。5.2.7 保温层的检测采用目测检查或选点取样检查。5.3 油罐的评定5.3.1 罐底板评定a) 边缘板腐蚀平均减薄量不大于原设计板厚度的15%。b) 中幅板的平均减薄量不大于原设计厚度的20%。c) 点蚀的最大深度不大于原设计厚度的40%。d) 当腐蚀深度超过以上规定的腐蚀面积大于一块被检测
12、板的50%，且在整块板上呈分散分布时，宜更换整块钢板；面积小于50%时，应考虑补板或局部更换新板。e) 当罐壁板根部沿圆周方向存在带状严重腐蚀时，应考虑切除严重腐蚀部分并更换边缘板。f) 罐底的局部凹凸度按GBJ 128-90中6.3.2的要求进行评定；但当不影响安全使用时，允许适当放宽要求。g) 罐底钢板应无折角、撕裂。5.3.2 罐壁板评定a) 各圈壁板的最小平均厚度不得小于该圈壁板的计算厚度加大修期腐蚀裕量。b) 各圈壁板上局部腐蚀区的最小平均厚度不得小于该区底部边缘处的计算厚度加腐蚀裕量；局部腐蚀区的平均厚度汁算方法按API Std 653中2.3.2的规定。c) 分散点蚀的最大深度不
13、得大于原设计壁板厚度的20%且不得大于3mrn；密集的点蚀最大深度不得大于原设计壁板厚度的10%；点蚀数大于3个，且任意两点间最大距离小于50mm时，可视为密集点蚀。d) 罐壁的几何形状和尺寸应符合GBJ 128-90中6.3.1的要求；但当不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.3 固定顶评定a) 根据检测结果应进行整体强度和稳定性计算并据此做出评定；b) 对腐蚀严重的构件应单独进行评定；c) 顶板及其焊缝不得有任何裂纹和穿孔； d) 局部凹凸变形应符合GBJ 128-90中6.3.4的规定；在不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.4 浮顶评定a) 单盘板、船舱顶板和底板的平均减薄
14、量不得大于原设计厚度的20%；b) 点蚀的最大深度不得大于原设计厚度的30%；c) 浮顶的局部凹凸变形，应符合GBJ 128-90中6.3.3的规定；在不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.5 附件评定a) 中央排水管应灵活好用，无堵塞、渗漏现象；b) 量油管、导向管的不直度和垂直度偏差均不得大于15mm，附件应转动灵活，浮船升降无卡阻；c) 浮顶支柱无偏斜和损坏，并能起到支撑作用； d) 转动浮梯中心线水平投影与转动浮梯轨道中心线偏差不大于10mm；e) 浮顶密封装置（包括一次密封、二次密封）无损坏并能起到密封作用；f) 挡雨板和泡沫挡板完好无损；g）刮蜡板与罐壁贴合紧密，无翘曲，无损
15、坏；h) 紧急排水装置无堵塞、渗漏现象，并有防倒溢功能；i) 罐顶安全阀、呼吸阀、通气阀完好无损，开关正常，阻火器清洁无堵塞；j) 加热盘管、浮顶加热除蜡装置无腐蚀、无泄漏，满足使用要求；k) 搅拌器性能良好，运转灵活；l) 罐前阀灵活好用，密封部位无泄漏；m) 防静电、防雷设施齐全完好，导电性能符合安全技术要求；n) 消防设施、喷淋装置完好，无腐蚀、无泄漏。5.3.6 焊缝评定a) 真空试漏和气密性检测均以无渗漏为合格； b) 渗透探伤按SY/T 0443评定，磁粉探伤按SY/T 0444评定；c) 超声探伤按JB 4730-94第三篇评定，级为合格。对于超标缺陷，属于表面或内部活动缺陷的应
16、立即返修，属于内部非活动缺陷的由设备主管部门核定后可继续监控使用。5.3.7 防腐层评定防腐层目测检查无锈斑、粉化、脱落，厚度、绝缘电阻、附着力和漏点检测达到原设计要求。5.3.8 保温层评定保温层应无脱落、破损、开裂、渗水，保护板表面无严重锈蚀。5.3.9 脆性断裂评定油罐的脆性断裂评定参照API Std 653第3章进行。5.4 罐底沉降的评定油罐罐底沉降的评定见附录A（标准的附录），油罐检测清单参照附录B（提示的附录）。6 罐体修理6.1 修理内容a) 材料的选用；b) 罐底、罐壁、罐顶及附件修理设计；c) 部件拆除；d) 部件预制；e) 组对安装； f) 焊接。6.2 工作程序6.2.
17、1 根据油罐检测与评定报告，在现场调研及理论分析的基础上，确定罐体修理方案。6.2.2 根据罐体修理方案进行施工图设计。6.2.3 根据罐体修理方案以及施工图制定出施工方法与技术措施。6.2.4 技术措施的实施。6.3 材料6.3.1 一般规定a) 所有新选用材料应符合GBJ 128-90第2章的规定；b) 选择用钢必须考虑油罐原来所用的材料、材料的焊接性能、使用条件、制造工艺以及经济合理性； c) 当对钢材有特殊要求时，设计单位应在图样或相应技术文件中注明；d) 所有原始罐壁板、底板、顶板所使用的材料如不清楚则应进行鉴别； e) 对于所使用的材料有疑问时，应对其性能进行复验，合格后，方可使用
18、。6.3.2 材料验收应符合GBJ 128-90第2章的规定。6.4 拆除6.4.1 底板拆除a) 全部或大面积更换中幅板、拆除龟甲缝时，不得损伤边缘板或非拆除部位的钢板；b) 全部或局部拆除边缘板，应用电弧气刨刨除大角焊缝的焊肉，不得咬伤壁板根部；c) 在全部或局部更换边缘板时，要采取措施防止壁板和边缘板的位移。6.4.2 壁板拆除6.4.2.1 整圈更换第一圈壁板：a) 环缝为对接结构时，切割线应在环缝以上不小于10mm；b) 环缝为搭接结构时，清除搭接焊肉不得咬伤上层罐壁板。6.4.2.2 局部更换壁板：a) 更换整块壁板，环缝切割线宜不高于原环焊缝中线；立缝切割线距罐壁任一条非切除纵焊
19、缝距离应不小于500mm，距切除环焊缝应不小于30mm。尺寸名称局部更换罐壁板（厚度为t）的边缘焊缝与罐壁所有新旧焊缝的最小间距mmtt12mmt12mmR150取150与6t中的较大值B150取250与8t中的较大值H100取250与8t中的较大值V150取250与8t中的较大值A300取300与12t中的较大值注：1所有焊缝交点应近似为90。2焊接新垂直焊缝以前，切除现有水平焊缝至少要离开垂直焊缝300mm以上，最后焊接水平焊缝。图1 局部更换小块壁板典型图b) 更换小块壁板的最小尺寸取300mm或12倍更换壁板厚度两者中的较大值。更换板的形式可以是圆形、椭圆形，带圆角的正方形、长方形，尺
20、寸及位置应符合图1的要求。6.5 预制6.5.1 基本要求所有构件预制应符合GBJ 128-90中第3章第1节的有关要求。6.5.2 壁板预制6.5.2.1 整块更换壁板预制应符合GBJ 128-90中第3章第2节的规定。6.5.2.2 局部更换壁板：a) 按照设计图纸的要求，结合实际切割部位情况，认真确定更换壁板的几何尺寸，然后进行板材的预制加工； b) 焊接接头的坡口形式和尺寸应按设计图纸要求进行加工。6.5.2.3 对于板厚大于12mm且屈服强度大于390MPa有开孔接管的壁板，在开孔接管及补强板与相应的罐壁板组装焊接并验收合格后，应进行整体消除应力热处理。6.5.3 底板预制6.5.3
21、.1 整块更换中幅板或边缘板应符合GBJ 128-90中第3章第3节的规定。6.5.3.2 局部更换底板：a) 按照设计图纸的要求，认真确定更换底板的几何尺寸，然后进行板材的预制加工；b) 边缘板及采用对接接头的中幅板的坡口型式和尺寸，应按设计图纸要求进行加工。6.5.4 浮顶预制 6.5.4.1 整体更换浮顶应符合GBJ l28-90中第3章第4节的规定。6.5.4.2 局部修理浮顶：a）按照设计图纸的要求，认真确定更换部分的几何尺寸，然后进行板材的预制加工；b) 船舱底板及顶板预制后，其平面度用1m长直线样板检查，间隙不得大于4mm。6.5.5 固定顶预制整块更换固定顶顶板预制应符合GBJ
22、 128-90中第3章第5节的规定。6.6 组装6.6.1 罐底组装6.6.1.1 罐基础修理验收合格后，方可铺设罐底板。6.6.1.2 全部更换中幅板时，中幅板的铺设应符合GBJ 128-90中第4章第3节的有关规定。6.6.1.3 局部更换中幅板或补板：a) 确定更换中幅板或补板部位时，应尽量避开原有焊缝200mm以上；b) 如果更换中幅板面积较大，应注意先把新换的钢板连成大片，最后施焊新板与原底板间的焊缝；c) 存焊接过程中，应采取有效的防变形措施，以保证原有中幅板和新更换中幅板施工完成后符合GBJ 128-90中6.3.2的要求。6.6.1.4 更换边缘板或补板： a) 认真确定更换部
23、位的几何尺寸，边缘板下料时应考虑对接焊缝收缩量；b) 更换边缘板施焊前，应采取有效的防变形措施，边缘板如采用搭接结构，要处理好压马腿部位，以保证两板间错边量小大于1mm；c) 全部更换边缘扳时，应采用全对接结构；d) 边缘板上新的对接焊缝或补板边缘焊缝，距罐壁板纵焊缝和边缘板原有焊缝不得小于200mm；e) 距离大角焊缝300mm范围内不得有补板焊接，但允许进行点蚀的补焊。6.6.2 罐壁组装6.6.2.1 整圈或局部更换罐壁板应符合GBJ 128-90中第4章第4节的有关规定。6.6.2.2 严格按设计要求确定更换部位，局部更换壁板应采取防变形措施，确保更换部分几何尺寸与原罐体一致。6.6.
24、3 固定顶组装6.6.3.1 整体组装固定顶应符合GBJ 128-90中4.5.2，4.5.3的有关规定。6.6.3.2 局部更换固定顶板应采取防变形技术措施，确保更换部分几何尺寸与原固定顶一致。6.6.4 浮顶组装6.6.4.1 浮顶整体组装应符合GBJ 128-90中第四章第6节的有关规定。6.6.4.2 浮顶局部整修： a) 应确保修理部位与原浮顶的一致性；b) 单盘整修应采取防变形技术措施，尽可能减少变形。6.6.5 附件安装，宜采用结构合理、技术先进的新型附件。安装应符合GBJ 128-90中第4章第7节的有关规定。6.7 焊接 6.7.1 焊接工艺评定、焊工考核、焊前准备以及焊接施
25、工，应符合GBJ 128-90第5章第14节的规定。6.7.2 罐底板的焊接应采取收缩变形最小的焊接工艺和焊接顺序。罐底板的焊接宜按下列顺序进行：6.7.2.1 中幅板焊接时，成先焊短焊缝，后焊长焊缝；初层焊道应采用分段退焊或跳焊法；对于局部换板或补板，应采用使应力集中最小的方法。6.7.2.2 边缘板的焊接应符合下列规定：a) 首先施焊靠外缘300mm部位的焊缝；在罐底与罐壁连接的角焊缝（即大角焊缝）焊完后，边缘板与中幅板之间的收缩缝施焊前，应完成剩余的边缘板对接焊缝的焊接。b) 边缘板对接焊缝的初层焊，庇采用焊工均匀分布、对称施焊方法。c) 收缩缝的初层焊接应采用分段退焊或跳焊法。6.7.
26、2.3 罐底与罐壁连接的大角焊缝的焊接，应在底圈壁板纵焊缝焊完后施焊，并由数对焊工从罐内、外沿同一方向进行分段焊接。初层焊道，应采用分段退焊或跳焊法。6.7.3 壁板的焊接宜按下列顺序进行： 6.7.3.1 罐壁的焊接工艺程序为先施焊纵向焊缝，然后施焊环向焊缝。6,7.3.2 当纵向焊缝数量大于或等于3时，应留一道纵向焊缝最后组对焊接。6.7.4 固定顶顶板的焊接宜按下列顺序进行： 6.7.4.1 先焊内侧焊缝，后焊外侧焊缝。径向的长焊缝宜采用隔缝对称施焊方法，并由中心向外分段退焊。6.7.4.2 顶板与包边角钢焊接时，焊工应对称均匀分布，并沿同一方向分段退焊。6.7.5 局部更换浮顶板或补板
27、时，浮顶焊接应注意采用收缩变形最小的焊接工艺和焊接顺序。6.7.6 焊接缺陷的修补应符合GBJ 128-90第5章第6节的规定。7 油罐防腐7.1 一般规定7.1.1 罐体防腐应在油罐金属安装、焊接、试漏、试压合格后进行。7.1.2 罐体的防腐应由具备油罐防腐资质的专业队伍施工。7.1.3 防腐前应将罐体表面的焊疤、焊瘤、毛刺清理干净，锐角修钝；对焊缝高度大于3mm的焊墟，先涂一遍底漆，然后用腻子抹成圆滑过渡；腻子用面漆配制。7.1.4 罐体防腐的金属表面均应进行除锈处理。7.1.5 防腐材料的技术性能指标应符合国家、行业的有关标准。7.1.6 罐底防腐宜采用涂层防腐和阴极保护防腐并用的方法。
28、7.1.7 罐体防腐的使用寿命：内防腐涂层应与油罐修理周期同步，外防腐涂层应不少于3年。7.2 罐体金属表面处理7.2.1 金属表面除锈处理应满足涂料所要求的除锈等级和设计工艺要求。7.2.2 金属表面处理规范执行SY/T 0407-97。7.2.3 金属表面除锈的质量标准执行GB/T 8923。7.2.4 经过处理后的金属表面不应有油迹、粉尘和水分。7.2.5 经过处理后的金属表面应保持干燥，及时涂装封闭。当出现锈蚀现象时，涂装前应重新除锈。7.2.6 雨、雪和相对湿度大于80%的天气及金属表面温度低于露点以上3时，不得进行表面除锈作业。7.2.7 罐体表面除锈处理应按所要求的除锈质量标准等
29、级，使用相应的标准样块对施工质量进行对比捡查。标准样块应符合7.2.2相应的表面除锈等级的标准。7.2.8 罐体表面除锈应遵守国家环境保护的有关规定。7.3 罐体防腐范围7.3.1 内防腐：罐底板的上表面、罐底以上1m范围的罐壁板内表面及此液面以下的油罐附件及设施；同定顶油罐的罐顶内表向及其以下第一圈罐壁板内表面和构件表面；浮顶单盘下表面存在油气空间处及其周围12m范围内的下侧表面。7.3.2 外防腐：罐壁外表面及附件，罐顶上表面及附件，浮顶油罐顶部第一圈罐壁板的内表面，浮舱内表面。7.3.3 罐内大角焊缝及与其相邻的罐底和罐壁各500mm范围内的内防腐，罐底以上300mm范围的罐壁外表面和罐
30、底边缘板的外伸部分、浮顶单盘的上表面及其附件的下端200mm、罐底板下表面，应采用加强级防腐。7.4 罐体防腐的涂层结构涂层结构包含防腐材料、涂层总厚度、涂层的分层厚度和层数。7.4.1 防腐涂层设计防腐涂层设计应根据海洋大气、工业大气、内陆干旱地区和潮湿地区等不同腐蚀环境的油罐进行涂层结构设计，同时应考虑罐体不同部位和区域的腐蚀条件。7.4.2 防腐材料7.4.2.1 内防腐材料应选用耐油、耐酸碱、耐菌蚀的涂料，并宜具有防静电性能。7.4.2.2 外防腐材料应选用耐候性能、抗日光照射、抗风化和抗水渗透性能良好的材料，沿海地区和盐碱地区的防腐材料还应考虑耐盐雾性。7.5 防腐施工7.5.1 涂
31、料检验7.5.1.1 涂料应有产品出厂合格证、批号、质量检验单、生产日期、产品说明书和产品贮存期限等。7.5.1.2 涂料应按GB 3186抽样并进行检验。7.5.2 涂装施工7.5.2.1 施工前应对涂料的名称、型号、颜色及质量进行检验。不得使用与设计规定不相符的涂料和超过贮存期、变质的涂料。 7.5.2.2 涂装时按说明书的要求试验配比，配比值一经确定不得随意改变。7.5.2.3 涂料使用时应搅拌均匀，必须使用计最器具配制，严格配比定量。7.5.2.4 涂料使用过程中应严格控制稀释的加入量，稀释剂的最大加入量不得超过涂料的规定量。 稀释剂虚是涂料规定的稀释材料。7.5.2.5 涂装施工应按
32、涂料施工使用说明书要求进行。 7.5.2.6 涂料底漆应全部浸润覆盖金属表面。点蚀凹坑应在涂刷底漆后用同种涂料面漆调合的腻子抹平。7.5.3 施工安全7.5.3.1 涂料在贮存、使用过程中严禁烟火，井防尘、防晒，不得与水及其他化学物质接触。7.5.3.2 施工作业必须有良好的通风条件。7.5.3.3 涂装作业人员应配备性能良好的防毒防护用品。7.5.3.4 施工作业区使用的电气、照明设备应接地、防爆，电源电压应是安全电压。7.6 防腐涂层质量检验7.6.1 防腐涂层的质量检验应在涂层完全固化后进行。7.6.2 外观目测检查：涂层应光滑平整，颜色一致，无气泡、流淌、裂纹、剥落及漏涂等缺陷，涂层完
33、整。 7.6.3 涂层厚度检查：检测的涂层实际厚度最小值应不小于设计要求，检测点数按每10m2不少于3点。涂层的实际厚度等于测量厚度减去修正值（修正值：在未涂装的同类金属表面用涂层测厚仪所测的示值）。 7.6.4 涂层的附着力检查：涂层应以不与金属剥离为合格。同一种结构的涂层检测点应不少于5点，检测后应立即用同种涂料补涂。7.6.5 涂层的针孔检查：内防腐涂层应做针孔检漏，检漏电压按涂料说明书要求，以不产生火花为合格，检测面积应为100%。 7.6.6 采用防静电类涂料时，应对涂层的表面电阻率进行检测。7.6.7 对检测不合格的涂层应重新补涂并复检，直至合格为止。8 罐壁保温8.1 一般规定8
34、.1.1 保温层不仅要达到保温效果，而且要保证防水的器求。8.1.2 保温层设计推荐采用图2所示的结构。8.1.3 凡直接与罐体连接的保温构件，应在防腐处理之前施工，连同罐体一起进行防腐处理。8.2 材料8.2.1 保温应选用轻便、耐久、阻燃、保温效果好而又经济的材料，禁止使用对罐壁金属有害的材料。8.2.2 框架角钢和扁钢尺寸规格应和保温层厚度相适应。8.2.3 保护板宜选用铝合金板或镀锌钢板，其厚度和形式应满足一定的刚度要求。8.2.4 所采用的材料、规格和技术性能指标必须符合国家、行业或企业有关标准及设计要求，并具有出厂合格证。8.2.5 在运输和保管过程中，保温板应采取防水、防潮措施。
35、8.3 保温层的施工8.3.1 框架组焊 的焊接间8.3.1.1 保温板托架加工成形后，用弧形样板检查，间隙一般不应大于4mm，与罐体之间的焊接间隙不大于2mm。 8.3.1.2 防水檐和挡水板必须保证外侧连续满角焊，纵向扁钢与环向角钢之间采用对接焊，其错边量不得大于1mm。8.3.1.3 焊接时，不得在罐壁上引弧和试验电流。罐壁表面不应有电弧擦伤等缺陷。焊接完毕后，应将焊缝表面熔渣及飞溅物清理干净。1罐壁板；2罐底边缘板；3环形角钢；4角钢；5保温板；6钢带；7抽芯铆钉；8保护板；9防水檐；10挡水板；11抗风圈；12加强圈；13包边角钢图2 保温结构详图8.3.1.4 框架安装应做到横平竖
36、直，确保紧固件、保护板与框架连接可靠。8.3.2 保温板安装8.3.2.1 施工使用的保温板应进行外观检查，并抽样测试其容重、导热系数，不符合规定的不得使用。8.3.2.2 保温板的安装必须在罐壁防腐检查合格后进行，施工中不得损伤防腐层。如有损伤，应补涂合格后方可继续施工。8.3.2.3 保温板在水平方向应错缝安装，其错缝长度不宜小于保温板水平方向长度的三分之一。8.3.2.4 保温板施工时，应及时安装保护板或采取其它措施，避免保温板受损或受淋。8.3.2.5 对于罐壁上的接管、支承角钢等处，应根据具体形状切口安装保护板，并要求严密，不得有空隙及渗漏。 8.3.3 保护板安装8.3.3.1 安
37、装前对所用保护板应进行检查，折皱、卷边、鼓包、涂层脱落的不得使用。8.3.3.2 保护板安装应与水平而垂直，由上而下顺压，搭接接口朝下。8.3.3.3 搭接宽度根据保护板的结构以不向保温层渗水为原则确定。当保护板为波纹板时，横向搭接不宜小于一个波长，纵向搭接不宜小于50mm。8.3.3.4 自攻螺钉、铆钉与其钻孔应配合适当，保证安装牢固。8.3.3.5 对于罐壁上的接管、支撑等处和保护板，应根据具体形状切割缺口，并经合理加工后再行安装。易渗水处，应用密封胶封严，以防雨水渗入。8.3.3.6 保护板应推压到防水檐或挡水板的后面，并尽量顶至上端。8.4 质量检查8.4.1 框架焊接检查焊缝外观检查
38、：不允许有表面裂纹、气孔，咬边深度小于0.5mm，长度小于焊缝全长的10%,且不大于1OOmm。8.4.2 保温板安装检查8.4.2.1 保温层整个空间必须充满保温板，不得有空隙。8,4.2.2 保温板应尽可能紧贴罐壁。8.4.2.3 捆绑保温板的钢带或金属丝要拉紧扎牢。8.4.3 保护板安装检查8.4.3.1 目测检查保护板表面，不得有明显的局部凹凸变形；沿水平方向与垂直方向用1m 长的弧形样板和直线样板检查，局部凹凸度均不得大于13mm。8.4.3.2 搭接铆钉之间不得有拱起现象，板间咬口要严密，不得有脱钩现象。8.4.3.3 铆钉要铆牢，不得有明显的铆偏现象。8.4.3.4 各接管、支承
39、等处，密封覆盖涂胶要饱满、均匀且粘结牢靠。9 油罐基础9.1 检测和评定一般要求9.1.1 新建油罐投产后三年内，应每年对基础进行一次检测，以后至少每隔三年检测一次；在油罐运行过程中，发现罐体或基础存在异常现象，应立即对基础进行检测；检测项目和评定标准符合9.2的规定。9.1.2 油罐基础的检测和评定，由使用单位组织有关专业技术人员或委托专门机构进行；检测评定的结果及处理建议等，须报送上级主管部门审查，并存入设备档案，据以确认进行修理的必要性并制定修理方案等。 9.2 检测项目及评定要求9.2.1 标高的检测与评定9.2.1.1 基顶标高检测与评定在罐底板外侧的基础顶面（距罐壁150mm左右）
40、，应沿环向均匀布置永久性测点（见图3）。测点间距：有环墙时不宜大于10m，无环墙时不宜大于3m；且油罐直径D22m时，不少于8点；D60m时，不少于24点。测量各测点及其相邻场地地面的标高，计算各测点与其相邻场地地面之问的高差、相邻测点之间的高差、同一直径上两测点之间的高差。各高差值应符合下述要求：a) 各测点与其相邻场地地面之间的高差不小于300mm。b) 两测点之间的高差，有环粱时每10m孤长内任意两点的高差不得大于12mm；无环梁时，每3m弧长内任意两点的高差不得大于12mm。c) 同一直径上的两测点之间的高差不大于表1的要求。9.2.1.2 基础周围的散水（含护坡）表面标高的检测与评定
41、在与基础顶面测点相同的方位上，在散水与场地相接处（下称散水外侧）及散水与环墙（或罐底环板）相接处（下称散水内侧）布置测点，测量各点标高，计算散水内外两侧两测点之间的高差、外侧测点之间的高差。各高差值应符合下述要求（见图3）：表1 油罐基础均匀倾斜沉降差许可值浮顶油罐与内浮顶油罐固定顶油罐油罐内径Dm任意直径方向最终沉降差许可值油罐内径Dm任意直径方向最终沉降差许可值D220.007DD220.015D22D30O.006D22D40O.O1OD30D400.005D40D600.008D40D600.004D60D80O.003D图3 基础标高检测点布置a) 散水内外两测点之间的高差不小于50
42、mm； b) 散水外测点与相接场地地面之间的高差不小于Omm。9.2.2 罐区场地排水情况的检测与评定9.2.2.1 罐区场地地面应保持原设汁所要求的竖向标离，且无局部凸起或凹坑，以利及时排除雨水。其标高的检测与评定方法如下：在与基础顶面测点相同的方位上，在与散水相接的场地地面及防火堤内每500m2左右的面积上布置测点，测量各点的标高。各点的实际标高与原设计总平面图的标高差应在50mm以内。9.2.2.2 防火堤内外的排水沟无阻塞，防火堤上的排水闸门须开启灵活可靠。9.2.3 油罐基础构造的检测与评定油罐基础的构造，凡存在下述情况之一，均属不符合安全性要求，应予以修理：a) 处于地震烈度6度及
43、其以上地震区的各种护坡基础；b) 虽处于地震烈度6度以下地震区，但护坡基础的护坡龟裂、酥碎、坡度小于1%，或罐底边缘板已被护坡覆盖者；c) 钢筋砼环墙断裂、劈裂、龟裂、酥碎或钢筋外露者；d) 钢筋砼环墙基础或护坡基础未设排水孔（漏泄检查孔），或排水孔已沉人地下（散水坡或场地地面下）者； e) 基础顶面局部或全面凹陷，致使底板产生凹陷、空鼓或罐壁正下方的边缘板局部产生悬空者。9.3 修理9.3.1 经检测评定，凡不符合9.2要求的油罐基础均应进行修理。9.3.2 油罐基础的修理设计应与罐体修理统一考虑，协调进行。罐体与基础的修理施工，需先编制施工组织设计，以防因施工管理或技术措施不力，造成罐体或
44、基础新的损伤或破坏。9.3.3 油罐基础进行修理时，各分项工程的施工应按照有关标准规定进行。9.3.4 罐底边缘板的外伸部分应采取可靠的防水措施，环瑞上表面由边缘板外缘向外宜做成不大于5的排水坡度。9.4 质量检验和工程验收9.4.1 环墙按GB 50204-1992有关章节进行质量检验和工程验收。9.4.2 砂石垫层地基压实按设计要求进行质量检验和工程验收。罐基础工程验收的一般要求按10.5执行。9.4.3 基础顶面平整度参照GBJ 128-90中4.2.2的要求进行质量检验和工程验收。10 油罐修理的检验、试验与验收10.1 焊缝的无损检测。10.1.1 一般规定：a) 从事油罐无损检测的
45、人员应具有国家有关部门颁发的与其工作相适应的资格证书；b) 应按照GBJ 128-90中第6章第1、2节和本标准的补充要求进行焊缝外观检查和无损检测。10.1.2 新增的或修理过的接管与罐壁、补强板与罐壁的连接焊缝应用磁粉或渗透方法进行探伤检测。10.1.3 清除原有补强板的连接焊缝时，割削或打磨操作造成的凹坑，应采用磁粉或渗透的方法进行探伤检测。10.1.4 新的罐壁与罐底的大角焊缝焊完后，应进行渗透探伤或磁粉探伤。油罐充水试验后，应采用同样方法进行复检。对屈服强度大于390MPa的钢板，罐内侧大角焊缝初层焊完后，还应进行渗透探伤。10.1.5 罐底新焊接的焊缝应用真空箱进行全部长度的检验，
46、负压值小得小于53kPa。1O.1.6 罐壁焊缝的检测。罐壁板与罐壁板新的连接焊缝应进行射线探伤。另外，板厚超过25mm时，根部焊道背面清根后的表面和最后焊道应用磁粉或渗透的方法检测其全部长度。射线探伤的数量和部位应符合GBJ 128和下面的补充要求：a) 新的或修补后的罐壁纵焊缝，每条焊缝上应拍一张射线照片；b) 新的罐壁环焊缝，每15m长焊缝及其尾数内的任意部位应各拍一张射线照片，不足15m的尾数，任意取一个射线检查点；c) 每个新的纵向和环向焊缝交点处应进行100%射线探伤；d) 修补后的罐壁对接焊缝应用射线探伤或超声波检测其全部长度。10.1.7 浮顶上新的和修补的焊缝应按GBJ 128-90中6.2.6进行检测。10.1.8 修补后的单盘与浮舱角焊缝应用磁粉或渗透方法检测其全部长度，其余部分进行渗漏检查。10.1.9 中央排水管的严密性试验，先在罐外进行动态水压试验，试验合格后，在罐内安装，再进行水压试验，试验压力均为0.4MPa，稳压30min，无渗漏为合格。罐体充水试验过程中，中央排水管的出口打开，注意检查浮顶排水管出口处及阀门应无渗漏。10.1.10 无损检测按照GBJ 128-