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
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 РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 / вперед >>