ВНТП 5-95 сторінка 2 з 15

Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)

Завантажити документ

Зміст

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКА НЕФТЕПРОДУКТОВ 5.1. Технология приема и отгрузки
4.3. Резервуарные парки.
4.4. Хранение нефтепродуктов в таре.

Q_i - грузооборот i-го нефтепродукта, т/год;

П_р - норматив, учитывающий занятость причальных сооружений в году, определяется П_р = 365 n К_зан, где:

365 - расчетное число рабочих дней в году;

n - количество причалов;

К_зан = 0,45-0,5 - коэффициент занятости причала;

 - плотность нефтепродукта, т/м³;

К_сн - коэффициент неравномерности суточной отгрузки, вызываемой нерегулярностью подхода танкеров;

К_мн - коэффициент месячной неравномерности прибытия судов;

К_спр - коэффициент спроса внешней торговли;

- среднесуточный объем поступления, отгрузки i-го нефтепродукта, т;

m - количество нерабочих дней по метеоусловиям;

К_с = 0,8 - коэффициент, учитывающий частичное использование емкости, предназначенной для суточной отгрузки.

Величины коэффициентов, входящие в формулу 7 приведены в таблице 5. При соответствующем обосновании эти величины могут быть уточнены.

Таблица 5

Порт

Новороссийск

Тупасе

К_сн

К_мн

К_спр

К_сн

К_мн

К_спр

Мазут

2,01

1,6

1,15

2,01

1,06

1,15

Мот. топливо

2,01

1,6

1,15

Дизтопливо

2,56

2,7

1,6

2,2

1,15

Автобензин

3,0

1,3

1,18

Авиабензин

Авиакеросин

Продолжение таблицы 5

Порт

Москальво

Находка

К_сн

К_мн

К_спр

К_сн

К_мн

К_спр

Мазут

Мот. топливо

Дизтопливо

3,0

1,4

1,2

Автобензин

3,0

1,4

1,2

3,0

1,4

1,2

Авиабензин

3,0

1,4

1,2

3,0

1,4

1,2

Авиакеросин

ПРИМЕЧАНИЕ. В числителе указами коэффициенты для транспортных операций, в знаменателе - для каботажных операций.

4.3. Резервуарные парки.

4.3.1. Емкость и число резервуаров в составе резервуарного парка нефтебазы должны определяться с учетом:

коэффициента использования емкости резервуара;

однотипности по конструкции и одиночной вместимости резервуаров;

грузоподъемности железнодорожных маршрутов, отдельных цистерн, а также наливных судов, занятых на перевозках нефтепродуктов;

необходимой оперативности нефтебазы при заданных условиях эксплуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров;

обеспечения не менее двух резервуаров на каждую марку нефтепродукта (исключение см. п. 4.3.3).

4.3.2. Среднее значение коэффициентов использования емкости резервуаров в зависимости от их конструкции и номинального объема следует принимать по таблице 6.

4.3.3. Установка одного резервуара на каждую марку (сорт) нефтепродукта допускается в следующих случаях:

операции приема и отгрузки не совмещаются во времена;

среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара менее трех;

резервуар используется как промежуточная (буферная) емкость, без промежуточного замера количества нефтепродукта.

Таблица 6

Емкость резервуара

Коэффициент использования емкости в зависимости от типа

без понтона

с понтоном

с плавающей крышей

До 5000 м³ вкл.

0,85

0,81

0,80

от 10000 до 30000 м³

0,88

0,84

0,83

ПРИМЕЧАНИЕ. Коэффициентом использования емкости резервуаров учтен объем резервуара, постоянно занятый под переходящим остатком (мертвый), равный 2 % и объем резервуаров, находящихся в зачистке или ремонте - 5 %.

4.3.4. Для хранения нефтепродуктов рекомендуется применять наземные и подземные металлические или железобетонные резервуары, как правило, по действующим типовым проектам.

4.3.5. Сокращение потерь от испарения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 21,3310⁴ Па (200 мм. рт. ст.) при температуре 20 С следует, предусматривать путем применения резервуаров с понтонами, плавающими крышами или с газоуравнительной обвязкой.

4.3.6. В качестве дополнительного показателя для ориентировочного определения емкости резервуарного парка нефтебазы рекомендуются среднегодовые коэффициенты оборачиваемости емкости резервуарных парков различных типов нефтебаз, которые следует принимать по таблице 7.

4.3.7. При проектировании технического перевооружения или реконструкции нефтебаз, в случае выявления изменений емкости резервуарных парков, в проектах должны предусматриваться меры по переводу высвобождающихся резервуаров под хранение менее опасных в пожарном и экологическом отношениях нефтепродуктов, либо выводу их из эксплуатации. Выводу из эксплуатации прежде всего подлежат резервуары устаревших конструкций. Проектами технического перевооружения и реконструкции нефтебаз резервуары для хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров, указанных в пункте 4.3.5, должны быть оснащены средствами сокращения потерь от испарения нефтепродуктов (понтон, газоуравнительная обвязка и т.п.).

Тип нефтебаз

Среднегодовые коэффициенты оборачиваемости резервуаров

Морские перевалочные

не менее 30

Перевалочные (перевалочно-распределительные)

25-40

Распределительные, в т. ч.

железнодорожные, трубопроводные

10-18

автомобильные

8-14

водные (на замерзающих реках)

2-4

ПРИМЕЧАНИЕ. Коэффициент оборачиваемости определяется как частное от годового грузооборота к емкости резервуарного парка.

4.3.8. К основному оборудованию резервуара относятся:

приемо-отгрузочные устройства с запорной арматурой;

дыхательная и предохранительная арматура;

устройства для отбора средней пробы и подтоварной воды;

приборы контроля, сигнализации и защиты;

подогревательные устройства;

противопожарное оборудование;

хлопушки и механизмы их управления.

Оснащение резервуаров основным оборудованием и схема его расположения определяются проектом.

4.3.9. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Примените другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта резервуара.

4.3.10. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.

4.3.11. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого нефтепродукта:

на резервуарах с понтоном для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров в соответствии с п. 4.3.5. и температурой застывания ниже 0 °С следует устанавливать вентиляционные патрубки с огнепреградителями;

на резервуарах без понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 21,3310⁴ Па (200 мм. рт. ст.), следует устанавливать дыхательную и предохранительную арматуру с огнепреградителем;

на резервуарах без понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров ниже 2 1,33 10⁴ Па (200 мм. рт. ст.), должны устанавливаться вентиляционные патрубки с огнепреградителем.

4.3.12. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами. В пониженной части трубопроводов ГУС должны быть установлены дренажные устройства, включающие в себя закрытые емкости (конденсатосборники). Уловленные нефтепродукты должны использоваться по своему прямому назначению.

4.3.13. При хранении в резервуарах высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков следует предусматривать на днище резервуара систему размыва.

4.4. Хранение нефтепродуктов в таре.

4.4.1. Складские здания и сооружения для хранения нефтепродуктов в таре следует проектировать в соответствии со СНиП 2.11.03-93 и настоящими нормами.

4.4.2. Нормы запаса нефтепродуктов, подлежащих хранению в таре, определяются по формуле в т:

(8)

где:

q₁ - средняя месячная реализация нефтепродукта, поступающего на нефтебазу в таре, т, но не менее количества поступающего нефтепродукта в одном железнодорожном полувагоне, автомашине или прицепе;

q₂ - годовое количество нефтепродукта, затариваемое на нефтебазе, т;

260 - количество рабочих дней в году;

n - количество суток хранения нефтепродуктов, затаренных на нефтебазе, принимается в зависимости от транспортных и климатических условий района расположения нефтебазы от 5 до 15 суток;

К_н - коэффициент неравномерности потребления нефтепродукта (определяется по табл. 4).

4.4.3. В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов, вида транспортной тары и климатических условий, хранение их следует предусматривать в складских помещениях или на площадках.

Хранение в таре нефтепродуктов с температурой вспышки 45 С и ниже следует предусматривать только в помещениях, с температурой вспышки выше 45 °С - в помещениях или на площадках под навесом.

Допускается предусматривать хранение на открытых площадках нефтепродуктов с температурой вспышки выше 61 С в металлических бочках.

При проектировании зданий и сооружений тарных складов следует руководствоваться СНиП 2.11.03-93 и другими нормативными документами.

Хранение нефтепродуктов в деревянной таре на открытых или под навесом площадках не допускается.

При определении размеров штабелей нефтепродуктов в таре и требований к устройству площадок для тарного хранения следует руководствоваться "Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации" ППБ-01-93 МВД России.

4.4.4. Хранение порожних металлических и деревянных бочек (бывших в употреблении и загрязненных нефтепродуктами) следует предусматривать на отдельных открытых или под навесом площадках, при этом укладка бочек в штабели допускается не более чем в четыре яруса.

4.4.5. Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации погрузочно-разгрузочных и транспортных операций, выбор которых определяется проектом.

4.4.6. Длину и ширину железнодорожных и автомобильных грузовых платформ (рамп) следует определять расчетом, исходя из грузооборота и вместимости хранилища нефтепродуктов в таре, а также с учетом габаритов применяемых средств транспортной механизации.

4.4.7. Нефтебазы 1-3 классов, производящие затаривание нефтепродуктов в металлические бочки, должны оснащаться средствами (автоматизированными) по санитарной обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонтов: выправление вмятин (не более 2) на корпусе и доньях, заварка пробоин (не более 3) в корпусе и доньях, уторов и продольного шва (длиной не более 15 см). Металлические бочки с дефектами, превышающими указанные, ремонту не подлежат.

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКА НЕФТЕПРОДУКТОВ 5.1. Технология приема и отгрузки

5.1.1. Технология приема и отгрузки нефтепродуктов должна определяться в проекте на основании вариантных технико-экономических проработок с учетом вида транспортного средства, которым доставляется нефтепродукт, его физико-химических свойств, климатических условий, интенсивности погрузочно-разгрузочных работ и грузооборота нефтебазы.

5.1.2. Перечень нефтепродуктов, допущенных к перевозке наливом в вагонах-цистернах, морских и речных судах и автомобильным транспортом, а также подготовка транспортных средств для налива и транспортирования устанавливаются требованиями ГОСТ 1510-84*.

5.1.3. Сливо-наливные устройства для нефтепродуктов (кроме мазутов) с температурой вспышки 120 °С и ниже должны быть закрытыми. Для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 °С и мазутов допускается предусматривать открытые сливные устройства.

В случаях необходимости слив нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и ниже из неисправных цистерн допускается осуществлять через горловину цистерн (верхний слив).

5.1.4. Время непосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединение и заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемных анализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т. п. ) слива и налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин.

5.1.5. Вес железнодорожных наливных маршрутов (брутто) по направлениям и состав цистерн по их грузоподъемности в маршрутах должен соответствовать унифицированным весовым нормам, согласованным с соответствующими подразделениями, МПС России.

5.1.6. Допустимая скорость истечения и движений нефтепродукта по трубопроводу определяется в зависимости от объемного электрического сопротивления и не должна превышать значений, указанных в таблице 8.

Таблица 8

Удельное объемное электрическое сопротивление нефтепродукта, Омм

Допустимая скорость движения, м/с

не более 10⁹