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
ВМЕСТИМОСТЬ РЕЗЕРВУАРА	ДИАМЕТР ПРИЕМО-РАЗДАТОЧНОГО ПАТРУБКА, ММ	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 >>