ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

8. ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ 8.1. Подогрев высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов следует производить до температуры, обеспечивающей его кинематическую вязкость не более 60010^-6 м²/с, с учетом физико-химических свойств и длительности хранения нефтепродуктов.

8.2. В качестве теплоносителя следует использовать водяной насыщенный пар или перегретую воду. При этом, в случаях попадания теплоносителя в нефтепродукт не должно происходить снижение его качества. При отсутствии указанных теплоносителей для разогрева высоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов, при соответствующем обосновании возможно применение электрообогрева (электрогрелки, греющие кабели и т.п.).

8.3. Температура подогрева вязких нефтепродуктов (типа мазутов) не должна превышать 90 °С, а для масел - 60 С.

Температура подогрева должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродукта в закрытом тигле не менее, чем на 25 °С.

Температура нефтепродукта при отстое должна быть выше температуры, рекомендуемой для перекачки на 20 ... 25 °С (приложение 2).

8.4. При подогреве нефтепродукта с помощью стационарных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

Обогрев пароспутниками технологических трубопроводов, в которых температура перекачиваемого нефтепродукта не превышает 60 °С, следует производить, как правило, перегретой водой с температурой 150 °С, а высоковязких и легкозастывающих - насыщенным паром давлением до 1,3 МПа.

При использовании электроподогрева электроподогреватели должны иметь взрывобезопасное исполнение и автоматически отключаться при достижении нефтепродуктом предельно допустимых температуры или уровня.

8.5. Подогрев нефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться стационарными подогревателями или устройствами циркуляционного подогрева, использующими в качестве теплоносителя насыщенный пар или перегретую воду.

8.6. Основные показатели тепловых расчетов процесса подогрева нефтепродуктов в наземных типовых резервуарах с тепловой изоляцией с использованием в качестве теплоносителя насыщенного пара давлением 0,4 МПа справочно приведены в приложении 7.

8.7. В резервуарах, предназначенных для отпуска вязких нефтепродуктов в автоцистерны, одиночные железнодорожные цистерны или бочки, наряду с основными подогревателями следует предусмотреть устройства с местным порционным подогревом в камерах объемом, равным суточной или односменной реализации нефтепродукта.

8.8. Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн должен применяться циркуляционный способ подогрева с установкой стационарных теплообменников за пределами железнодорожной эстакады.

На нефтебазах 4-5 классов допускается производить разогрев нефтепродукта с помощью переносных паровых или электрических подогревателей, а также подогревателей других конструкций, отвечающих требованиям пожарной безопасности.

8.9. На железнодорожных эстакадах при разогреве нефтепродуктов в цистернах с помощью переносных подогревателей должен предусматриваться коллектор насыщенного пара с отводом к каждой цистерне и обязательной установкой запорной арматуры. Прикладка паропроводов и конденсатопроводов должна отвечать требованиям СНиП 2.04.07-86.

8.10. Конденсат от переносных и стационарных подогревателей, необходимо возвращать в сеть внутрибазовых конденсатопроводов.

Конденсат, загрязненный нефтепродуктом и не удовлетворяющий требованиям качества, следует охлаждать и направлять в производственную канализацию.

8.11. В случае использования электрических подогревателей разогрев вязких нефтепродуктов при операциях приема, хранения, отпуска и подогрева трубопроводов следует предусматривать комплексным в соответствии с "Рекомендациями по комплексному электроподогреву вязких нефтепродуктов на нефтебазах". При этом следует предусматривать терморегулирование системы подогрева.

8.12. На нефтебазах, использующих для технологических нужд насыщенный водяной пар, в качестве источника тепла для горячего водоснабжения, нагревание воздуха приточных систем вентиляции, смыва технологических площадок следует предусматривать перегретый конденсат, при этом сглаживание неравномерности потребления горячей воды необходимо осуществлять за счет установки баков-аккумуляторов.

8.13. На нефтебазах, расположенных в местностях южнее 50° с.ш. и не имеющих в теплый период года других потребителей тепла, кроме горячего водоснабжения, допускается предусматривать автономные установки горячего водоснабжения, использующие солнечную энергию.

8.14. Учет расхода энергоресурсов на производственные нужды нефтебазы (топливо, газ, тепло, электроэнергия), следует предусматривать по группам зданий и сооружений, объединенных единым технологическим процессом.

9. ОТРАБОТАННЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ (МАСЛА) 9.1. Технология приема и отгрузки

9.1.1. Прием отработанных нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 21046-86 должен производиться отдельно по группам: моторные масла (ММО), индустриальные (МИО) и смесей отработанных нефтепродуктов (СНО), для чего на нефтебазах должны быть организованы приемные пункты, располагаемые в зоне операций по отгрузке нефтепродуктов автомобильным транспортом и в таре.

Приемные пункты оборудуются емкостями, камерами для разогрева бочек, насосной станцией, наливным устройством, а также грузовой платформой для накопления бочек со средствами механизации разгрузочных работ.

ПРИМЕЧАНИЕ. Группы ММО и МИО подпежаг регенерации, СНО - переработке на НПЗ.

9.1.2. Вновь принимаемые обводненные индустриальные масла должны проходить обработку в отдельном резервуаре с подогревом в целях разрушения эмульсии и выделения избытка воды.

9.1.3. Пропускная способность камеры для разогрева бочек и размеры грузовой платформы должны обеспечивать прием не менее максимального суточного поступления отработанных нефтепродуктов в бочках.

9.1.4. Приемные емкости каждой группы отработанных нефтепродуктов, а при соответствующем обосновании и отдельных марок отработанных масел, из числа указанных в группах, должны быть отдельными.

9.1.5. Вместимость резервуаров для отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО должна определяться по норме сбора (в процентах от максимальной месячной реализации свежих масел) равной 35 % и 50 % соответственно.

Вместимость резервуаров для группы СНО следует определять исходя из фактически достигнутого уровня сбора за прошедшие 2-3 года и с учетом перспективы.

Вместимость резервуаров нефтебаз с сезонной отгрузкой отработанных нефтепродуктов следует определять исходя из сезонного поступления.

ПРИМЕЧАНИЕ. Для нефтебаз с поступлением отработанных нефтепродуктов менее 10 т в год по каждой группе, допускается прием, хранение и отгрузку производить бочками.

9.1.6. Для отработанных нефтепродуктов следует предусматривать установку горизонтальных резервуаров единичной вместимостью, как правило, не более 75 м³ в количестве не менее двух для каждой группы.

ПРИМЕЧАНИЕ. На нефтебазах, где производится очистка и регенерация отработанных нефтепродуктов, следует устанавливать отдельные резервуары для каждой марки.

9.1.7. Резервуары для группы СНО следует оснащать оборудованием для легковоспламеняющихся жидкостей, а также подогревателями и устройствами для удаления воды и осадка.

9.1.8. Отгрузку отработанных нефтепродуктов следует осуществлять отдельными партиями, но не менее грузоподъемности одной транспортной единицы (железнодорожные и автомобильные цистерны, бочки), через одиночные наливные устройства.

Допускается отгрузка групп ММО и МИО по одному трубопроводу при условии его опорожнения.

9.1.9. При сливо-наливных операциях температура отработанного нефтепродукта должна быть ниже температуры вспышки его паров не менее чем на 15 °С.

9.1.10. Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускается производить открытым паром с давлением не выше 0,05-0,1 МПа при условии обеспечения безопасности работ.

9.2. Очистка и регенерация

9.2.1. Очистку и регенерацию отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО следует предусматривать на нефтебазах при условии, если поступление отработанных нефтепродуктов будет обеспечивать годовую загрузку регенерационных установок не менее, чем на 80 % от их номинальной производительности.

9.2.2. Расходные емкости для топлива огневых печей должны быть рассчитаны на суточную потребность, но не более 5 м³ для хранения мазута и не более 1 м³ для легкого нефтяного топлива.

9.2.3. Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществляться отдельными насосами.

9.2.4. Отходы регенерационных установок (фильтровальные материалы, реагенты и пр.) должны удаляться в соответствии с санитарными правилами о порядке накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов.

Качественную и количественную характеристику отходов регенерационных установок следует принимать в зависимости от выбранных схемы и метода регенерации масел.

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ 10.1. Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной (далее СЗЗ). Размер СЗЗ определяется в целом по предприятию на основе расчетов концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов в атмосферу от каждого источника выбросов с учетом среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня загрязнений атмосферного воздуха и при этом концентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать предельно допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятия устанавливается соответствующими нормативными документами Госкомсанэпиднадзора России. Санитарно-защитная зона или какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная территория для расширения предприятия.

10.2. В составе предпроектной (проектной) документации (материалы выбора места размещения, ТЭО и проекты строительства, реконструкции и технического перевооружения) нефтебаз обязательна разработка экологического обоснования с целью предотвращения или снижения вредного воздействия на окружающую природную среду при строительстве, расширении, реконструкции, техническом перевооружении объекта путем всестороннего комплексного рассмотрения всех потерь и преимуществ, связанных с реализацией намечаемой деятельности. Объем и состав экологического обоснования в предпроектных (проектных) материалах определяется требованиями "Руководства по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации".

10.3. Комплекс природоохранных мероприятий и полная компенсация природной среде за наносимый вред определяются в результате проведения оценки воздействия на окружающую природную среду.

10.4. Компенсация за наносимый вред природной среде должна производиться по установленным нормативам платежей за пользование природными ресурсами, выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов.

10.5. Установление предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами и сооружениями нефтебаз на разных стадиях проектирования производится в соответствии с требованиями раздела 3.2 "Методики нормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР".

10.6. Для охраны атмосферного воздуха от загрязнения углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке, приеме и отпуске, выбор которых определяется расчетом.

10.7. Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технического решения следует принимать с учетом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов, на которые представлены убедительные доказательства отсутствия технологий по их переработке.

Качественную характеристику отходов, образующихся от зачистки резервуаров следует принимать:

плотность 1,01 т/м³, содержание воды 70 %, содержание механических примесей 26 %, содержание нефтепродуктов 4 %.

Удельный расход зачистных вод от резервуаров следует принимать 0,6-0,4 м³ на 1000 т грузооборота.

Состав нефтешламов, образующихся на очистных сооружениях, характеризуется следующими показателями: плотность 1,01 т/м³, содержание воды 63 … 30 %, содержание механических примесей 30 ... 40 %, нефтепродукты 7 ... 30 %.

10.8. В проектах следует предусматривать мероприятия (обвалования, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.п.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов при авариях в производственную канализацию не допускается.

10.9. Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителями для сбора нефтепродукта сливаемого из этих устройств после окончания операций налива.

10.10. В проектах на строительство нефтебаз, при соответствующем обосновании, следует предусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой насосной станции) и повторное использование очищенных сточных вод на мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытье резервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных сточных вод для вышеуказанных целей должно соответствовать по содержанию нефтепродуктов - 20 мг/л, взвешенным веществам - 20 мг/л, БПКпол - 15-20, рН - 7-8.

Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения на 1000 т грузооборота нефтебазы приведены в таблице 11.

Таблица 11

Среднегодовой расход воды, м³

Среднегодовой расход стоков, м³

Предприятие

В том числе

В том числе

Всего

Для питьевых нужд

Для производственных нужд

Всего

Производственные

Бытовые

Безвозврат. потери

1. Перевалочные нефтебазы с грузооборотом тыс. т.:

до 100

153,3

91,8

61,5

127,2

49,2

78,0

26,1

100-500

153,3-129,5

91,8-40,1

61,5-89,4

127,2-96,6

49,2-62,5

78,0-34,1

26,1-32,0

500-1000

129,5-208,6

40,1-22,9

89,4-185,7

96,6-217,3

62,5-197,9

34,1-19,4

32,9-8

1000-5000

208,6-96,26

22,9-8,16

185,7-88,1

217,3-108,4

197,9-101,9

19,4-6,5

8,7-12,0

5000-10000

96,26-66,8

8,16-5,1

88,1-61,7

108,4-92,4

101,8-88,5

6,5-4,1

12,14-2

2. Распределительные нефтебазы с грузооборотом, тыс. т.:

до 30

214,0

34,0

180,0

56,0

27,0

29,0

158

30-60

214-152,0

34-42

180-110

56,0-67,7

27,0-52,0

29,0-35,7

158-84,3

60-100

152-136

42-51

110-85

67,7-101,3

52,0-68,0

35,7-33,3

84,3-34,7

100-300 и выше

136-103

51-35

85-68

101,3-84,2

68-54,4

33,3-29,8

34,7-18,8

ПРИМЕЧАНИЕ. Среднегодовые расходы воды и стоков даны на 1000 т грузооборота нефтебазы.

10.11. На водных (морских, речных) нефтебазах должно быть исключено попадание нефтепродуктов в водные объекты. Для ликвидации возможного аварийного попадания нефтепродуктов в водные объекты должны быть предусмотрены улавливающие устройства (боновые заграждения, плавучие нефтемусоросборщики) по локализации и сбору нефтепродуктов с поверхности воды.

10.12. В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы постоянного контроля загазованности рабочих зон и приземной части территории с помощью стационарных (по мере их выпуска промышленностью) и переносных газоанализаторов.

10.13. Для защиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территории нефтебаз, где проводятся операции с нефтепродуктами а также сеть наблюдательных скважин по периметру территории нефтебазы.

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ, КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ 11.1. Объем и уровень автоматизации технологических процессов, а также потребность в средствах автоматизации следует определять руководствуясь рекомендациями, изложенными в приложении 11. При этом должны обеспечиваться:

контроль и управление технологическими процессами приема, хранения и отгрузки;

количественный учет нефтепродуктов как по резервуарной емкости, так и с помощью поточных измерительных систем;

безопасная эксплуатация технологического оборудования и сооружений, своевременное обнаружение возникших аварий и создание условий для их локализации;

пожарная безопасность и защита окружающей среды.

11.2. Система управления и контроля технологическими процессами нефтебазы должна осуществляться централизованно из одного пункта - операторной или диспетчерской.

12. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ 12.1. Для оперативного управления производством на нефтебазах должны предусматриваться:

городская телефонная автоматическая связь;

местная телефонная автоматическая связь;

диспетчерская связь;

распорядительно-поисковая связь;

радиофикация;

пожарная сигнализация.

В соответствии с действующими нормами или техническим заданием Заказчика на нефтебазах предусматриваются:

охранная сигнализация;

электрочасификация.

При соответствующем обосновании в проект могут быть включены и другие виды связи и сигнализации.

12.2. Нефтебаза должна иметь связь с ближайшими узлами связи Минсвязи России, станцией железной дороги, речным (морским) портом (при наличии операций по сливу-наливу), а также прямую телефонную (радиотелефонную) связь с ближайшей пожарной частью населенного пункта или центральным пунктом пожарной связи.

12.3. Для связи абонентов нефтебазы между собой должна предусматриваться установка местной автоматической телефонной станции или автоматического коммутатора. Емкость местной автоматической станции или тип коммутатора и количество устанавливаемых телефонов АТС определяется проектом.

12.4. Для дирекции нефтебазы рекомендуется предусматривать телефонную и громкоговорящую связь с необходимыми абонентами, а также возможность одновременного подключения нескольких абонентов для ведения совещаний.

12.5. Сеть диспетчерской связи должна обеспечивать:

двухстороннюю телефонную связь с любого рабочего места;

громкоговорящую связь;

двухстороннюю телефонную связь с абонентами ГАТС;

возможность группового подключения нескольких абонентов для ведения совещаний.

12.6. Все административно-технические службы и участки приема и отпуска нефтепродуктов на нефтебазах 1, 2 классов должны быть оборудованы двухсторонней громкоговорящей связью, обеспечивающей переговоры между наливщиками, машинистом и оператором.

12.7. Телефонные аппараты следует устанавливать у лестниц эстакад. Количество телефонных аппаратов на эстакаде должно быть не менее двух.

Оборудование связи должно соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей согласно ПУЭ-85 или вынесено за пределы взрывоопасной зоны.

12.8. При подключении нефтебазы к нефтепродуктопроводу связь диспетчера (оператора) нефтебазы с диспетчером нефтепродуктопровода должна предусматриваться согласно ВНТПЗ-90.

12.9. Установку часов первичных (основных и резервных) следует предусматривать в помещении узла связи, а вторичных электрочасов - на объектах нефтебазы. Количество устанавливаемых часов определяется проектом.

12.10. В помещениях продуктовых насосных станций, узлов задвижек, складских помещениях для нефтепродуктов в таре, разливочных, расфасовочных, канализационных насосных станциях производственных стоков необходимо устанавливать сигнализаторы довзрывных концентраций паров нефтепродуктов (СДК) из расчета не менее одного СДК на 100 м² площади помещения.

Сигнализаторы СДК в помещениях следует устанавливать в зависимости от плотности паров нефтепродукта с учетом поправки на температуру воздуха, но не выше 0,5 м над полом.

12.11. Сигнализаторы СДК должны обеспечивать подачу предупреждающих светового и звукового сигналов при концентрации паров нефтепродуктов 20 % и аварийных - при 50 % от нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ).

12.12. В продуктовых насосных станциях с периодической работой допускается применять автоматические газовые переключатели для попеременной подачи проб воздуха от нескольких точек к одному СДК. При этом периодичность анализа каждой точки отбора пробы не должна превышать 10 мин.