Компоновка резервуарных парков

 

Общие положения

6.1.1 Молниезащиту резервуаров следует выполнять в целом для резервуарного парка отдельно стоящими молниеприемниками, в соответствии с «Регламентом по проектированию и эксплуатацию комплексной системы защиты резервуарных парков НПС и нефтебаз ОАО АК «Транснефть» от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения».

6.1.2 В пределах обвалования резервуара прокладывать только кабели, относящиеся к электроприемникам, установленным в обваловании (приводы коренных задвижек, систем размыва донных отложений, систем измерения, управления, автоматики и т.п.).

В пределах обвалования необходимо предусматривать подземную прокладку кабелей в герметично соединенных между собой ПВД трубах, сочлененных в местах выхода кабелей из земли со стальными коленами.

6.1.3 Все подземные металлические трубопроводы резервуарного парка, независимо от их назначения, подлежат электрохимической защите от коррозии в соответствии с ГОСТ Р 51164-98.

6.1.4 Все подземные металлические трубопроводы и оборудование резервуарного парка, независимо от назначения, должны быть подключены к общему контуру заземления.

 

Компоновка резервуарного парка

 

6.2.1 Каждый наземный резервуар, а также группа наземных резервуаров, должны быть ограждены замкнутым обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Технические параметры по устройству обвалования должны соответствовать СНиП 2.11.03-93, исходя из объема резервуара по строительному номиналу.

6.2.2 Компоновка резервуарного парка, расстояния между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров и расстояния между группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93. Схема расположения резервуаров в обваловании, а также отдельных резервуаров в резервуарном парке зависят от:

- категории резервуарного парка;

- объема резервуара по строительному номиналу;

- технологической схемы парка;

- очередности строительства резервуаров;

- рельефа местности и планировочного решения парка в целом;

- других местных условий.

6.2.3 Конструктивные решения, ограничивающие возможный разлив нефти, должны приниматься:

- при устройстве тела обвалования из грунтов с углом внутреннего трения более угла наклона откоса обвалования применяется земляное обвалование с укреплением откосов травосеянием;

- при откосах обвалования с углом наклона более угла внутреннего трения и в районах северной или пустынной зон, где закрепление откосов травосеянием в короткий срок выполнить невозможно, применять земляное обвалование с облицовкой из негорючих материалов (бетонные плиты, обетонирование, применение георешеток, искусственное закрепление грунтов и др.);

- при недостатке площади в качестве обвалования необходимо предусматривать устройство стальной защитной оболочки (2-ой стенки) или ограждающей стены из железобетона и других негорючих материалов.

6.2.4 Согласно СНиП 2.11.03-93 высота обвалования или защитной стенки подбирается из условия объема каре равного номинальному (строительному) объему одного резервуара, находящегося внутри обвалования (защитной стенки) плюс 0,2 м.

6.2.5 Обвалование (ограждающие стенки) должно быть рассчитано на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

В случае расположения резервуарного парка на селитебной территории ограждающая стенка (обвалование) рассчитывается на гидродинамическое давление жидкости при полном разрушении резервуара (п. 3.5 и приложение 5 «Рекомендации по обеспечению безопасности нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории»), а в случае отсутствия исходных данных на нагрузку 150 т/м.п.

6.2.6 Для вновь строящихся резервуарных парков грунт, находящийся в пределах территории, ограниченной обвалованием резервуара, должен быть защищен от попадания нефти при случайных проливах и при не герметичности днища, путем устройства противофильтрационного экрана из полимерной пленки. Должна быть обеспечена возможность обнаружения утечек под днищем резервуара.

 

Требования к технологическим трубопроводам

6.3.1 Технологические трубопроводы (далее трубопроводы) должны обеспечивать прием в резервуары и откачку из них нефти, сброс в резервуары-сборники нефти от системы сглаживания волн давления, сброс нефти от предохранительных клапанов, а также предусматривать технические решения, исключающие попадание газо-воздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары типа РВСП и РВСПК.

6.3.2 Выбор диаметра трубопровода должен производиться на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемой нефти, а также оптимальных скоростей, рекомендованных РД 153-39.4-113-01.

6.3.3 Расчёт номинальной толщины стенок трубопроводов, выбор материалов производить в соответствии с действующей НТД. Все фасонные детали должны быть изготовлены на специализированных предприятиях, сертифицированы и иметь паспорта.

6.3.4 Соединения трубопроводов должны быть сварными. В случае перекачки по трубопроводам застывающих нефтей, а также в местах установки запорной арматуры, допускается установка фланцевых соединений труб с применением несгораемых прокладок, кроме участков, проложенных внутри обвалования резервуарных парков.

6.3.5 Глубина заложения при подземной прокладке трубопроводов принимается по СНиП 2.09.03-85. В районах с сейсмичностью 8 баллов и более трубопроводы прокладывать только надземно.

6.3.6 Трубопроводы, предназначенные для перекачки застывающих нефтей, должны оснащаться системой путевого подогрева (электрообогрев) и тепловой изоляцией из негорючих материалов, защищенной от механических повреждений кожухом.

6.3.7 Для обеспечения полного самотечного опорожнения трубопроводы должны проектироваться с уклоном к месту откачки. При этом минимальные уклоны следует принимать, в зависимости от вязкости нефти, равными 0,002 - 0,004, а для подогреваемых трубопроводов не менее 0,004.

6.3.8 На трубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающие слив нефти в емкости, а также устройства для выпуска газо-воздушной смеси в верхних точках.

6.3.9 Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефти, необходимо располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены). Внутри обвалования резервуаров допускается прокладка только трубопроводов, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования группы резервуаров.

6.3.10 Монтаж, сварку, контроль сварных соединений, очистку внутренних и наружных поверхностей трубопроводов, а также их испытания следует производить в соответствии с требованиями действующей НТД.

6.3.11 Узлы с задвижками управления следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стенки) резервуаров, а коренные задвижки резервуаров должны располагаться в пределах обвалования.

6.3.12 Трубопровод сброса нефти от предохранительных клапанов (системы сглаживания волн давления) вводить в резервуар через крышу и прикреплять к днищу резервуара. Расстояние в свету между стенкой и трубопроводом не менее         3 метров. Узел прохода трубопровода через крышу должен быть оснащен сальниковым уплотнением с гильзой из искронедающего материала.

Поступление нефти в резервуар при сбросе должно осуществляться под уровень продукта. 

 

Пожаротушение резервуаров

6.4.1. На складах нефти и нефтепродуктов следует предусматривать системы пенного пожаротушения и водяного охлаждения.

При проектировании систем пожаротушения и охлаждения для зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов должны выполняться требования Законодательства Российской Федерации в области пожарной безопасности, СНиП 2.11.03-93, а также СНиП 2.04.01-85 и СНиП 2.04.02-84*(к устройству сетей противопожарного водопровода и сооружений на них), требования норм проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефть», а также других норм и правил, согласованных с государственными надзорными органами.

6.4.2. Для тушения пожаров в резервуарах применяются автоматические системы подслойного пожаротушения (далее по тексту АСПТ) и автоматические системы комбинированного пожаротушения (далее по тексту АСКП).

Автоматические системы подслойного пожаротушения, обеспечивающие подачу низкократной пленкообразующей пены в нижнюю часть резервуара, т.е. непосредственно в нефть (подслойный способ), применяются для защиты вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей.

Автоматическими системами комбинированного пожаротушения, обеспечивающими подачу низкократной пленкообразующей пены одновременно в зону уплотняющего затвора (сверху) и в нижнюю часть резервуара, т.е. непосредственно в нефть (комбинированный способ), защищаются вертикальные стальные резервуары с понтоном и плавающей крышей.

Тушение пожаров подачей пены в слой горючего(подслойный способ) возможно только при использовании фторсинтетических пенообразователей, обладающих инертностью к нефти и способных образовать пленку на поверхности горючей жидкости.

Оборудование и пенообразователь, применяемые в АСПТ и АСКП должны иметь документацию, удостоверяющую их качество, соответствовать условиям их применения, а также спецификации проекта.

6.4.3 Резервуары объёмом по строительному номиналу от 1 000 до 3 000 м³ должны быть оборудованы подслойной системой пожаротушения от передвижной пожарной техники. Резервуары оснащаются пеногенераторами с сухими трубопроводами (с соединительными головками и заглушками), с устройствами для подключения ППТ, выведенными за обвалование, за теплозащитный экран (защитную стенку). Тушение пожаров в этом случае осуществляться подачей низкократной пены в нижнюю часть резервуара.

Подача воды на охлаждение данных резервуаров предусматривается также от передвижной пожарной техникой.

6.4.4 Резервуары объёмом по строительному номиналу 3000 м³ (включительно) и более должны быть подключены к системе автоматического пенного пожаротушения.

Наземные резервуары должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения.

6.4.5. Расходы огнетушащих средств следует определять, исходя из интенсивности их подачи на 1 м² расчетной площади тушения нефти и нефтепродуктов.

Расход воды на охлаждение наземных вертикальных резервуаров следует определять расчетом, исходя из интенсивности подачи воды в соответствии требований СНиП 2.1103-93 и других нормативных документов, действующих в ОАО «АК «Транснефть». Общий расход воды определяется как сумма расходов на охлаждение горящего резервуара и охлаждение соседних с ним в группе.

6.4.6 Система автоматического пенного пожаротушения должна включать резервуары для хранения воды и пенообразователя, насосную станцию пожаротушения, подводящие растворопроводы, помещения с электроприводными задвижками, генераторы пены с питающими и распределительными трубопроводами для подачи раствора пенообразователя к этим генераторам, дозирующие емкости (бак-дозатор), с пенообразователем и средства автоматизации.

Стационарная установка охлаждения резервуара - состоит из горизонтального секционного кольца орошения (оросительного трубопровода, с устройствами для распыления воды), размещаемого в верхнем поясе стенки резервуара, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, соединяющих секционное кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода, и задвижек с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре на охлаждение всей поверхности резервуара и любой ее четверти или половины (считая по периметру) в зависимости от расположения резервуаров в группе.

6.4.7. Расчетное время тушения пожара для систем автоматического пенного пожаротушения – не менее 10 мин, для передвижной пожарной техники – не менее 15 мин.

Инерционность стационарных систем пожаротушения не должна превышать трех минут.

6.4.8. Запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора (расход раствора на один пожар) рассчитывается исходя из того количества раствора пенообразователя, которое необходимо на расчетное время тушения при максимальной производительности принятый к установке пеногенераторов.

Нормативный запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора, необходимый для хранения, следует принимать из условия обеспечения трехкратного расхода раствора на один пожар (при наполненных растворопроводах стационарных установок пожаротушения).

Для стационарных установок пожаротушения с сухими растворопроводами следует учитывать потребность в дополнительном количестве раствора пенообразователя для первоначального наполнения сухих растворопроводов.

       6.4.9. Расчетную продолжительность охлаждения резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать для наземных резервуаров при тушении пожара автоматической системой – не менее 4 ч, при тушении передвижной пожарной техникой – не менее 6 ч.

Для хранения противопожарного запаса воды (на три тушения пожара, охлаждение горящего резервуара и соседних с горящим) предусматриваются резервуары противопожарного запаса воды.

       6.4.10. Проектирование внутренней и наружной разводки водо, пенопроводов, напорных узлов пеногенераторов, узлов для подключения передвижной пожарной техники систем пенного пожаротушения и охлаждения резервуаров осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов в области пожарной безопасности, а также норм проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефть», согласованных с государственными надзорными органами.