ТУ-01.003.03.ЛПДС-КИП-00.000-2017. Линейная производственнодиспетчерская станция. Новое строительство. Схема технологическая. План генеральный
 Скачать 409.75 Kb.
|
8 Требования к резервуарам и резервуарным паркамДля расчета объема резервуарных парков (резервуарной емкости) при новом проектировании используемая емкость резервуарных парков определяется с учетом коэффициентов использования емкости, приведенных в таблице 8.1 и объема резервуара по строительному номиналу. Объемы резервуаров по строительному номиналу приведены в таблицах 8.2, 8.3, 8.4 Таблица 8.1 - Коэффициенты использования емкости по типам резервуаров
Таблица 8.2 – Объем резервуаров РВС по строительному номиналу и их основные геометрические параметры [РД-23.020.00-КТН-018-14]
Таблица 8.3 – Объем резервуаров РВСП по строительному номиналу и их основные геометрические параметры [РД-23.020.00-КТН-018-14]
Таблица 8.4 – Объем резервуаров РВСПК по строительному номиналу и их основные геометрические параметры [РД-23.020.00-КТН-018-14]
Суммарный используемый объем РП должен распределяться следующим образом: - головная НПС нефтепровода должна располагать резервуарной емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной проектной пропускной способности нефтепровода; - на НПС с РП, расположенных на границе технологических участков, в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами, а также в условиях горного рельефа, для обеспечения бесперебойной работы магистрального нефтепровода в случае ее внезапного отключения должна предусматриваться резервуарная емкость в размере от 0,3 до 0,5-суточной проектной пропускной способности МН. При выполнении приемо-сдаточных операций на НПС с резервуарным парком, резервуарная емкость должна быть в пределах от 1,0 до 1,5-суточной проектной пропускной способности нефтепровода; - при нескольких параллельных нефтепроводах суммарный используемый объем РП должен определяться как сумма проектных пропускных способностей каждого нефтепровода. Количество резервуаров в составе РП должно быть не менее 2 шт. без учета резервуаров аварийного сброса. Прием нефти аварийного сброса должен осуществляться в отдельные резервуары, не задействованные в технологических операциях транспортировки нефти. Емкость резервуаров аварийного сброса должна обеспечивать прием нефти из расчета максимального поступления нефти на НПС за 1 час. Количество резервуаров должно быть не менее двух и рассчитываться исходя из обеспечения приема указанного объема нефти в случае вывода одного резервуара в ремонт. Так же следует предусматривать возможность расширения РП для перспективного строительства резервуаров с целью вывода в ремонт не менее 12% строительного номинала РП с учетом единичной емкости резервуаров. Выбор типа резервуара следует осуществлять в зависимости от классификации хранимого продукта, давления насыщенных паров и температуры вспышки [РД-23.020.00-КТН-018-14]: - для легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) с давлением насыщенных паров от 26,6 до 93,3 кПа (от 200 до 700 мм рт. ст.) – нефть, бензины, нефтяные растворители – применяются РВСП и РВСПК, а также РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами, либо устройством газовой обвязки (ГО) и установкой улавливания лёгких фракций (УЛФ); - для ЛВЖ с давлением насыщенных паров менее 26,6 кПа (200 мм рт. ст.), а также для горючих жидкостей (ГЖ) с температурой вспышки выше 61 0С – мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, авиационный керосин, реактивное топливо, битум, гудрон, масла, пластовая вода – применяются РВС без ГО; - для аварийного сброса нефти должны применяться технологические емкости – РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами, или горизонтальные резервуары типа РГС (при соответствующем обосновании). Соединения трубопроводов в каре РП должны быть сварными. В местах установки запорной арматуры приёмо-раздаточных патрубков (ПРП) и сильфонных компенсаторов (СКНР) а также на трубопроводе аварийного сброса нефти от предохранительных клапанов допускается установка фланцевых соединений труб с применением прокладок из терморасширенного графита (типа «Графлекс»). Сильфонные компенсаторы (СКНР) рекомендуется устанавливать на вновь проектируемых резервуарах объёмом 10 000 м3 и более. Для резервуаров 5 000 м3 и менее использование систем СКНР не требуется. Обвязку технологических трубопроводов и ПРП следует выполнять с помощью трубных компенсаторов. Молниезащита резервуаров должна выполняться в целом для РП отдельно стоящими молниеприемниками (изолированная СМЗ). Молниеприемники РП должны располагаться на обваловании или за защитной стенкой. Расположение молниеприёмников в каре резервуара не допускается. Прокладка кабелей в каре резервуаров подземная в защитных лотках из несгораемых материалов. Прокладка кабелей в каре резервуаров по эстакадам запрещена. На технологических схемах следует указывать абсолютные высотные отметки днищ резервуаров. Классификация резервуара по классу опасности [ГОСТ 31385-2008]: - I класс - резервуары объёмом более 50 000 м3; - II класс - резервуары объёмом от 20 000 до 50 000 м3 вкл., а также резервуары от 10 000 до 50 000 м3 вкл., расположенные по берегам рек, водоёмов, в черте городской застройки; - III класс - резервуары объёмом от 1000 и менее 20 000 м3; - IV класс - резервуары объёмом менее 1000. Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов подразделяются по общей вместимости и максимальному объему на категории в соответствии с таблицей 8.5 Таблица 8.5 - Категории склада нефти и нефтепродуктов [СП 155.13130.2014]
Резервуарные парки должны соответствовать следующим требованиям: - резервуары следует размещать группами. Между резервуарами в группе из 4-х резервуаров необходимо предусматривать устройство разделительных перегородок в виде грунтового обвалования или ограждающих стен из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними грунтовыми валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объёмом 20 000 м3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м3. Высоту внутреннего грунтового вала или стены следует принимать: - 1,3 м – для резервуаров объёмом 10 000 м3 и более; - 0,8 м – для остальных резервуаров. Общую вместимость группы наземных резервуаров, а также расстояние между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе, следует принимать в соответствии с таблицей 8.6; Таблица 8.6 – Минимальные расстояния между резервуарами, располагаемыми в одной группе
- резервуары в группе необходимо располагать: а) объемом менее 1000 м3 – не более чем в 4 ряда; б) объемом от 1000 до 10 000 м3 – не более чем в 3 ряда; в) объемом 10 000 м3 и более – не более чем в 2 ряда. - расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: а) для наземных резервуаров номинальным объемом 20 000 м3 и более – 60 м, объемом до 20 000 м3 – 40 м; б) для подземных резервуаров – 15 м; - по периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое грунтовое обвалование шириной по верху 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов (при недостатке площади). Высота обвалования или ограждающей стены должна подбираться из условия объема каре, равного минимальному строительному объему наибольшего по вместимости резервуара, находящегося внутри обвалования (ограждающей стены), плюс 0,2 м. Грунтовое обвалование укрепляется монолитным железобетонным покрытием толщиной 0,1 м по бетонной подготовке 0,1 м. Допускается замена железобетонного покрытия на покрытие пространственной геосинтетической решеткой с заполнением щебнем фракции 20-40 мм; - дно замкнутого обвалования резервуаров покрывается противофильтрационным экраном из однослойной полиэтиленовой пленки высокой плотности толщиной не менее 1 мм; - при размещении резервуара или группы наземных резервуаров на более высоких отметках по сравнению с отметками территорий соседних населенных пунктов, организаций, железных дорог общей сети и автомобильных дорог федерального значения, у берегов рек (водоемов), расположенных на расстоянии менее 200 м, необходимо предусматривать устройство дополнительной защиты (защитная стена, второе обвалование, отводные канавы, открытые земляные амбары и пр.). Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть не менее: - 1,0 м для резервуаров объемом до 10000 м3; - 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м3 и более. Противопожарные расстояния от сооружений РП до соседних объектов приведены в таблицах 8.7 и 8.8. Таблица 8.7 - Расстояния от наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений НПС
Таблица 8.8 - Противопожарные расстояния от сооружений РП до соседних объектов
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||