6. Компоновка резервуарных парков

6.1 Общие положения

6.1.1 Молниезащиту резервуаров следует выполнять в целом для резервуарного парка отдельно стоящими молниеприемниками, в соответствии с "Регламентом по проектированию и эксплуатацию комплексной системы защиты резервуарных парков НПС и нефтебаз ОАО АК "Транснефть" от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения".

6.1.2 В пределах обвалования резервуара прокладывать только кабели, относящиеся к электроприемникам, установленным в обваловании (приводы коренных задвижек, систем размыва донных отложений, систем измерения, управления, автоматики и т.п.).

В пределах обвалования необходимо предусматривать подземную прокладку кабелей в герметично соединенных между собой стальных оцинкованных трубах, сочлененных в местах выхода кабелей из земли со стальными коленами.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.1.3 Все подземные металлические трубопроводы резервуарного парка, независимо от их назначения, подлежат электрохимической защите от коррозии в соответствии с ГОСТ Р 51164-98.

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

6.2 Компоновка резервуарного парка

6.2.1 Каждый наземный резервуар, а также группа наземных резервуаров, должны быть ограждены замкнутым обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Технические параметры по устройству обвалования должны соответствовать СНиП 2.11.03-93, исходя из объема резервуара по строительному номиналу.

6.2.2 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:

- категории резервуарного парка;

- объема резервуара по строительному номиналу;

- технологической схемы парка;

- очередности строительства резервуаров;

- рельефа местности и планировочного решения парка в целом;

- других местных условий.

6.2.3 По периметру резервуара или каждой группы резервуаров необходимо предусматривать:

- замкнутое обвалование, рассчитанное на гидростатическое давление разлившейся жидкости с укреплением железобетонным покрытием;

- Конструкцию железобетонного покрытия защитного обвалования принять: покрытие толщиной 100 мм из бетона класса В15, армированное сетками класса Вр-I с ячейкой 200×200 мм. Арматурные сетки закрепляются вязальной проволокой к предварительно забитым в грунт обвалования анкерам, установленным с шагом 1,0 м в шахматном порядке. В железобетонном покрытии защитного обвалования выполнить расположенные по периметру обвалования вертикальные температурно-усадочные швы, расстояние между температурно-усадочными швами определяется 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.

Устройство покрытия обвалованной площадки резервуара предусматривать из щебня или гравия по ГОСТ 8267 - толщиной 0,5м, фракцией свыше 40 до 80 (70) мм, 4 группы, маркой по дробимости (прочностью) не менее 400, маркой по морозостойкости не менее F 50.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.2.4 Высота обвалования и объем обвалованной территории резервуарного парка определяется согласно СНиП 2.11.03-93 При недостатке площади в качестве обвалования необходимо предусматривать устройство ограждающей стены из монолитного железобетона.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.2.5 (Исключен, Изм. 2005 г.)

6.2.6 Для вновь строящихся резервуарных парков грунт, находящийся в пределах территории, ограниченной обвалованием резервуара, должен быть защищен от попадания нефти при случайных проливах и при не герметичности днища, путем устройства противофильтрационного экрана из полимерной пленки. Должна быть обеспечена возможность обнаружения утечек под днищем резервуара.

6.3 Требования к технологическим трубопроводам

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

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.3.2 Выбор диаметра трубопровода должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемой нефти, а также оптимальных скоростей, рекомендованных РД 153-39.4-113-01.

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

6.3.4 Соединения трубопроводов с коренными задвижками резервуаров должны быть сварными. В местах установки приемо-раздаточных патрубков, системы компенсации, на трубопроводе сброса нефти от предохранительных клапанов допускается применение фланцевых соединений с применением прокладок из негорючих материалов (терморасширенного графита типа «Графлекс»).

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.3.5 Глубина заложения при подземной прокладке трубопроводов принимается по СНиП 2.09.03-85. В районах с сейсмичностью 8 баллов и более трубопроводы прокладывать только надземно.

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

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

6.3.8 На трубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие слив нефти в емкости, а также устройства для выпуска газовоздушной смеси в верхних точках.

6.3.9 Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефти, необходимо располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены). Внутри обвалования резервуаров допускается прокладка только трубопроводов, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования группы резервуаров.

6.3.10 Монтаж, сварку, контроль сварных соединений, очистку внутренних и наружных поверхностей трубопроводов, а также их испытания следует производить в соответствии с требованиями действующей НТД.

6.3.11 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.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.3.12 Трубопровод сброса нефти от предохранительных клапанов вводить в резервуар через крышу и прикреплять к днищу резервуара. Расстояние в свету между стенкой и трубопроводом не менее 2 метров. Узел прохода трубопровода через крышу должен быть оснащен сальниковым уплотнением с гильзой из искробезопасного материала. Поступление нефти в резервуар при сбросе должно осуществляться под уровень продукта.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.4 Пожаротушение резервуаров

6.4.1. При проектировании систем тушения пожаров, кроме требований настоящих норм, должны выполняться требования действующего законодательства Российской Федерации в области пожарной безопасности, а также требованиями "РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 "Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО "АК "Транснефть".

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.4.2. - 6.4.10. (Исключены, Изм. 2005 г.)

6.5 Система производственной канализации

6.5.1 Системы производственной канализации в каре и резервуарном парке должны выполняться согласно РД 153-39.4-113-01 и СНиП 2.04.03-85.

6.5.2 Производственно-дождевая канализация должна быть запроектирована для приема:

- дождевых и талых вод из каре резервуарного парка;

- дождевых вод с плавающей крыши резервуаров РВСПК - с разрывом струи по отдельному выпуску;

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

- воды, образующейся в период испытания системы орошения резервуара;

- воды от охлаждения резервуара при пожаре.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.5.3 Для отвода дождевых вод из каре резервуара или группы резервуаров должно быть предусмотрено не более двух монолитных железобетонных дождеприемных колодца, которые подключаются к колодцам, расположенным на сети производственно-дождевой канализации, оборудованных запорными устройствами (хлопушками) приводимыми в действие устройствами с обвалования и (или) из мест находящихся за обвалованием. Территория в каре резервуарного парка должна иметь уклон не менее 0,005 в сторону дождеприемных колодцев. Нормальное положение хлопушки - закрытое.

Отвод подтоварной воды из резервуара выполняется по заданию Заказчика в сеть производственно-дождевой канализации. В задании должно быть указано количество отводимой подтоварной воды и ее химический состав.

На трубопроводах производственно-дождевой канализации на выходе из каре резервуарного парка за пределами обвалования, должны быть установлены задвижки с удлиненным приводом и надземным расположением штурвала для их открытия или закрытия.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.5.4 На выпусках производственно-дождевой канализации из каре резервуарного парка за пределами обвалования (ограждающей стены) в колодцах должны быть предусмотрены фланцевые стальные задвижки с удлиненным валом и надземным расположением штурвала. Нормальное положение задвижек - закрытое. После колодца с задвижкой должен быть установлен колодец с гидравлическим затвором. Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 мм.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

6.5.5 Дренажные колодцы системы пожаротушения располагаются за обвалованием каре резервуара, выполняются из монолитного железобетона в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 6.6 РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 «Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть».

(Введен дополнительно, Изм. 2005 г.)

6.6 Электрохимическая защита от коррозии

6.6.1 Внешние поверхности днищ резервуаров и все инженерные коммуникации, располагаемые внутри обвалования резервуаров, должны иметь электрохимическую защиту (ЭХЗ) от коррозии станциями катодной защиты (СКЗ).

6.6.2 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 этом случае, в качестве анодных заземлителей, должны использоваться протяженные аноды из электропроводных эластомерных композиций.

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

6.6.4 Оборудование системы ЭХЗ следует размещать за пределами обвалования, во взрывобезопасных зонах.

6.6.5 Проект ЭХЗ должен содержать мероприятия по контролю эффективности работы средств ЭХЗ.

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

<< назад / к содержанию РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 / вперед >>