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".
<< назад / к содержанию / вперед >>
