Приложение В. Особенности проектирования резервуаров для хранения нефтепродуктов
1. При проектировании резервуаров для хранения нефтепродуктов, необходимо руководствоваться требованиями «Норм технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)» ВНТП 5-95.
2. Нефтебазы, предназначенные для хранения нефтепродуктов, подразделяются:
— по общей вместимости и максимальному объему на категории, в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93;
— по номенклатуре хранимых нефтепродуктов — для хранения легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов.
3. Резервуарный парк нефтебазы должен обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов.
4. Выбор типа резервуара для хранения нефтепродукта должен быть обоснован технико-экономическим расчетом в зависимости от климатических условий, условий эксплуатации и характеристики нефтепродукта, а также с учетом максимального снижения потерь.
5. Трубопроводные коммуникации должны обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смешения и потери качества.
6. Емкость и число резервуаров в составе резервуарного парка нефтебазы определяется с учетом:
— грузоподъемности железнодорожных маршрутов, отдельных цистерн, а также наливных судов, занятых на перевозках нефтепродуктов;
— однотипности по конструкции и единичной вместимости резервуаров;
— обеспечения не менее двух резервуаров на каждую марку нефтепродукта.
7. Для хранения нефтепродуктов применяются наземные металлические резервуары, оборудуемые понтонами и плавающими крышами.
8. Тип оборудования, устанавливаемого на резервуаре, его размеры и число комплектов выбирают в зависимости от хранимого продукта и производительности наполнения и опорожнения резервуара.
9. Дыхательная арматура выбирается в зависимости от типа резервуара и хранимого нефтепродукта:
— на резервуарах с понтоном для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 2´1,33´104 Па (200 мм. рт. ст) и температурой застывания ниже 0 °С устанавливать вентиляционные патрубки с огнепреградителями;
— на резервуарах без понтона для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 2´1,33´104 Па (200 мм. рт. ст), устанавливать дыхательную и предохранительную арматуру с огнепреградителем;
— на резервуарах без понтона для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров ниже 2´1,33´104Па (200 мм. рт. ст), устанавливать вентиляционные патрубки с огнепреградителями.
10. Пропускная способность дыхательной арматуры определяется в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при наполнении (опорожнении) резервуара (таблица В.1) с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.
11. Подача нефтепродукта при наполнении (опорожнении) резервуаров с понтоном (плавающей крышей) должна соответствовать максимальной допустимой скорости подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) равной — 2,5 м/ч для резервуаров более 1000 м3.
При этом скорость понтона (плавающей крыши) при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.
12. Выбор диаметра трубопроводов должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемого нефтепродукта, а также рекомендуемых оптимальных скоростей.
Таблица В.1. Значение производительности заполнения (опорожнения)
Вместимость резервуара
Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм
Максимальная производительность наполнения (опорожнения), м3/ч
легковоспламеняющиеся нефтепродукты
вязкие нефтепродукты
1000
250
450
300
2000
250
450
300
300
600
400
3000
300
600
400
5000
500
1500
1100
10000
500
3500-4000
—
20000
600
5000-7000
—
13. Допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта по трубопроводу определяется в зависимости от объемного электрического сопротивления и не должна превышать значений, указанных в таблице В.2.
Таблица В.2. Величины допустимых скоростей
Удельное объемное электрическое сопротивление нефтепродукта, Ом×м
Допустимая скорость движения, м/с
Не более 109
до 5
Более 109 при температуре вспышки паров 61 °С и выше
до 5
Более 109 при температуре вспышки паров ниже 61 °С
По расчету
14. Прокладку трубопроводов нефтебаз, располагаемых в районах с сейсмичностью 8 баллов и более предусматривать только надземной.
15. Трубопроводы, предназначенные для перекачки вязких и застывающих нефтепродуктов должны оснащаться системой путевого подогрева (горячей водой, паром, ленточными электронагревателями) и тепловой изоляцией из несгораемых материалов, защищенной от механических разрушений кожухом.
16. Температура подогрева вязких нефтепродуктов (типа мазутов) не должна превышать 90 °С, а для масел — 60 °С.
17. Температура подогрева должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродукта не менее, чем на 25 °С.
18. В проектах следует предусматривать мероприятия и соответствующее оборудование для вытеснения из труб высоковязких и застывающих нефтепродуктов.
19. Для защиты почвенных и грунтовых вод от проникновения нефтепродуктов следует предусматривать в резервуарных парках противофильтрационные покрытия.
20. Резервуарные парки, расположенные в зоне влияния электрифицированных железных дорог следует проектировать с учетом требований, изложенных в «Указаниях по проектированию защиты от искрообразований на сооружениях с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями при электрификации железных дорог».
