НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

ВНТП 5-95

Волгоград 1995

МИНТОПЭНЕРГО РОССИИ

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

ВНТП 5-95

СОГЛАСОВАНЫ: УТВЕРЖДЕНЫ:

Минстрой России  приказом Минтопэнерго России

24.03.93 г.  3.04.95 г. № 64

№ 24.1-1/5-2-III

Минприроды России

6.03.95 г. № 03-20/23-708

ГУГПС МВД России

24.03.93 г. № 20/12/473

19.05.94 г. № 20/3.2/928

Волгоград 1995

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

Разработаны АО "Нефтепродуктпроект" Минтопэнерго России под руководством В.А. Гончарова.

Ответственные исполнители: О.П. Козинцев, В.П. Бутенко, К.А. Логинова, М.И. Дутчак.

При подготовке норм использованы отдельные положения, разработанные институтом "Южгипронефтепровод".

С введением в действие настоящих "Норм технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" утрачивают силу "Нормы технологического проектирования и технико-экономические показатели складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)", "Южгипронефтепровод", 1972 г.

Настоящие нормы не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения АО "Нефтепродуктпроект".

АННОТАЦИЯ

Нормы технологического проектировании предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) разработаны с учетом современных достижений науки и техники, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации предприятий.

В нормах применены прогрессивные решения технического оснащения указанных предприятий, направленные на:

повышение уровня технической надежности и безопасной эксплуатации технологических сооружений;

автоматизацию и механизацию технологических процессов;

сокращение потерь нефтепродуктов;

улучшение экономических показателей;

повышение пожарной безопасности, соблюдение норм техники безопасности, охраны труда и защиты окружающей среды.

Министерство топлива	Нормы технологического	ВНТП 5-95
и энергетики Российской Федерации (Минтопэнерго России)	проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)	Взамен "Норм технологического проектирования и технике экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)", 1972 г.

Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, расширяемых, реконструируемых и технически перевооружаемых предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) и должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в разработке проектов, строительстве и эксплуатации, независимо от формы собственности.

Нормы распространяются на проектирование стационарных предприятий для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров не выше 93,1 кПа (700 мм. рт. ст.) при температуре 20 °С.

При расширении или реконструкции предприятий (зданий, сооружений) по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) нормы распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть. Проектные решения по охране окружающей природной среды должны выполняться в целом по предприятию.

Внесены Главным управлением по государственным поставкам и коммерческой деятельности ГП "Роснефть"

Утверждены приказом Минтопэнерго России от "3" апреля 1995 г. № 64

Срок введения в действие "1" мая 1995 г.

Проектирование расходных складов нефтепродуктов, входящих в состав предприятий (промышленных, транспортных, энергетических и т.п.), допускается выполнять по настоящим нормам с учетом требований технологических норм проектирования предприятий, в состав которых входят склады нефтепродуктов.

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1. К объектам предприятий по обеспечению нефтепродуктами (далее нефтебаз) относится комплекс зданий и технологических сооружений производственного и вспомогательного назначения, обеспечивающих прием, хранение и отгрузку нефтепродуктов.

ПРИМЕЧАНИЕ. Термины и понятая, применяемые в настоящих нормах, приведены в приложении I.

1.2. Проектирование объектов нефтебаз должно выполняться и соответствии с действующими нормами и правилами. Государственными стандартами, отраслевыми руководящими документами и с использованием современных достижений науки и техники.

Перечень нормативных документов, используемых при проектировании, приведен в приложении 15.

1.3. При проектировании нефтебаз следует применять освоенные и серийно выпускаемые типы оборудования и материалы. Рекомендуемый перечень основного оборудования и автоматизированных систем приведен в приложении 12.

1.4. Разработка проектов технического перевооружения и реконструкции нефтебаз должна производиться на результатах предпроектного обследования пожарной и экологической ситуации как на территории самой нефтебазы и ее санитарно-защитной зоны, так и на селитебной территории и особо охраняемых природных территориях и объектах, находящихся за границей санитарно-защитной зоны, но в зоне влияния предприятия, для оценки экологической обстановки и возможных последствий аварийных ситуаций.

Предпроектное обследование проводится с обязательным участием надзорных органов (охраны окружающей природной среды, пожарного, санитарно-эпидемиологического и т.д.), заинтересованных организаций и органов местного самоуправления.

1.5. Предпроектным обследованием определяются условия достижения нефтебазой нормативных показателей экологических, санитарных и противопожарных требований в зоне своего влияния на окружающую застройку, которые обязательны при выполнении проектов технического перевооружения и реконструкции. При отсутствии указанных выше условий, подтвержденных предпроектным обследованием нефтебаза подлежит выносу за пределы существующей застройки.

1.6. Проектирование нефтебаз должно выполняться на основании утвержденной схемы развития и размещения предприятий по обеспечению нефтепродуктами, а также задания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленном порядке.

1.7. Категории помещений и зданий нефтебаз по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии с ОНТП 24-86 МВД СССР "Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности" и ВНТП 4-89* Госкомнефтепродукта РСФСР "Нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений и зданий объектов нефтепродуктоснабжения по взрывопожарной и пожарной опасности".

2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

2.1. Нефтебазы подразделяются:

по общей вместимости и максимальному объему одного резервуара - на категории, в соответствии СНиП 2.11.03-93;

по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.);

по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовому грузообороту - на пять классов в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Класс нефтебаз	Грузооборот; тыс. т/год
1	от 500 и более
2	св. 100 до 500 вкл.
3	" 50 " 100 "
4	" 20 " 50 "
5	от 20 и менее

2.2. К основным показателям характеризующим мощность нефтебаз, относятся:

грузооборот нефтепродуктов в тыс. т/год;

вместимость резервуарного парка в тыс. м3.

2.3. Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:

резервуарный парк - обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества и ассортимента нефтепродуктов;

трубопроводные коммуникации - обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных марок нефтепродуктов без смещения и потери качества;

наливные и сливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнение нормы времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

3. РЕЖИМ РАБОТЫ

3.1. В зависимости от функционального назначения и транспортных связей расчетное число рабочих дней в году следует принимать по таблице 2.

3.2. Технологическое время механизированного или самотечного слива или налива для всей одновременно подаваемой партии железнодорожных цистерн по фронту одновременного слива и налива, независимо от типа нефтепродукта и грузоподъемности цистерн, не должно превышать 2-х часов.

Таблица 2

	Количество рабочих дней в году
Вид транспортных связей	Перевалочные и перевалочно-распределительные		Распределительные
	Прием	Отгрузка	Прием	Отгрузка
Железнодорожные	365	365	365	260
Водные, в т.ч.:
морские	365	365	365	260
речные	в течение навигационного периода	365	в течение навигационного периода	260
Трубопроводные	Определ. режимом работы НПП, отвода	365	Определ. режимом работы НПП, отвода	260
Автомобильные	-	-	260	260

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Расчетное число рабочих дней в году для морских нефтебаз принято для районов с круглогодичной навигацией, при иных условиях судоходства принимается с учетом продолжительности навигационного периода.

2. Прием и отгрузка нефтепродуктов на перевалочных нефтебазах, прием нефтепродуктов на распределительных нефтебазах производится из условия круглосуточной работы в течение расчетного числа рабочих дней в году.

3. Операции по приему и отгрузке нефтепродуктов на автомобильных нефтебазах, отгрузка нефтепродуктов местным потребителям в автоцистерны и тару на распределительных нефтебазах и раздаточных блоках перевалочных нефтебаз производится в одну смену. При соответствующем обосновании допускается производить отгрузку в две смены или круглосуточно.

3.3. Время на предварительный разогрев и слив вязких и застывающих нефтепродуктов рекомендуется принимать в зависимости от вязкости или температуры застывания, но не более величин, указанных в приложении 2.

3.4. Время погрузки или выгрузки наливных судов следует определять, руководствуясь показателями приложений 3 и 4, утвержденным б. Минречфлотом РСФСР 8 июля 1987 г. и б. Минморфлотом СССР 30 декабря 1977 г. При проектировании эти показатели для каждого порта (бассейна) должны уточняться в процессе сбора исходных данных.

3.5. Время механизированного слива или налива нефтепродуктов из (в) автомобильных(е) цистерн(ы) с учетом операций по оформлению документов, заправке наливных устройств и маневрированию автомобиля не должно превышать 4 мин. на одну тонну груза.

При определении веса груза на автомобильных весах и расчетах времени слива или налива следует дополнительно учитывать время, равное 4 мин., на организацию каждого взвешивания.

4. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

4.1. Нормы запаса нефтепродуктов и определение емкости резервуарного парка.

4.1.1. Норма запаса нефтепродуктов на расчетный период определяется как сумма текущего и страхового запасов:

 (1)

где:

Vi - норма запаса i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;

- текущий запас i-гo нефтепродукта на расчетный период, м3;

- страховой запас i-го нефтепродукта на расчетный период, м3.

4.1.2. Нормы запаса каждой марки (сорта) нефтепродукта, независимо от функционального назначения нефтебазы, следует определять по графикам поступления и отгрузки, составленным на основании фактических данных за 2-3 года и включающих в себя сумму текущего и страхового запаса.

4.1.3. При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродуктов нормы запаса должны определяться по следующим формулам:

для распределительных железнодорожных нефтебаз:

 (2)

где:

Qi - среднее месячное потребление i-го нефтепродукта, т.

Определяется из условия помесячного равномерного потребления в течение расчетного года;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется по табл. 4);

Тц - транспортный цикл поставок нефтепродукта, сутки (определяется по табл. 3);

Ki = 1,1-1,3 - коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн);

? - плотность нефтепродукта, т/м3;

- норма страхового запаса;

30 - среднее число суток в месяце;

для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз, получающих или отправляющих нефтепродукты водным транспортом, в объеме среднемесячной потребности нефтепродуктов с увеличением его на 15 % для компенсации запаздывания начала и преждевременного закрытия навигации:

 (3)

где:

Qi - среднемесячная потребность i-го нефтепродукта, т;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется по таблице 4);

1,15 - коэффициент, учитывающий увеличение среднемесячной потребности нефтепродуктов для компенсации запаздывания начала и преждевременного закрытия навигации;

для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродуктов только в навигационный период:

 (4)

где:

- межнавигационная потребность i-го нефтепродукта, т; при завозе один раз в год - годовая потребность;

для автомобильных нефтебаз норму запаса следует принимать в объеме, соответствующем не менее 20-ти суточному потреблению среднемесячной реализации и страхового запаса от этой потребности в размерах нормы страхового запаса, принятого для предприятия, с которого будут поступать нефтепродукты;

для трубопроводных нефтебаз:

 (5)

где:

Км = 1,1 - коэффициент неравномерности поставок нефтепродукта по трубопроводу;

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

Qi - объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу, м3/год;

Ni - годовое число циклов, с которым работает отвод;

qmax - максимальный из возможных расходов нефтепродукта в отводе (определяется при гидравлическом расчете режимов работы трубопровода или принимается по фактическим данным), м3/час.

Для приема смеси нефтепродуктов из отвода следует дополнительно предусматривать резервуары, вместимость которых принимается согласно ВНТП 3-90.

Таблица 3

Расстояние до поставщика, км	Транспортный цикл поставок, сутки	Расстояние до поставщика, км	Транспортный цикл поставок, сутки
400	7	1200	14
600	9	1600	15
800	11	2000	17
1000	13	2600	20

Таблица 4

Характеристика районов потребления	Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов
	Вес виды топлива	Масла, смазки
Промышленные города	1,0	1,3
Промышленные районы	1,1	1,5
Промышленность потребляет 70 %	1,2	1,8
Промышленность потребляет 30 %	1,5	2,0
Сельскохозяйственные районы	1,7	2,5

ПРИМЕЧАНИЕ. Коэффициенты неравномерности потребления нефтепродуктов при проектировании должны быть уточнены.

4.1.4. Нормы запаса для смешанных нефтебаз определяются на основании п. 4.1.3, как сумма запасов нефтепродуктов, поступающих различными видами транспорта.

4.1.5. Рекомендуемые нормы страхового запаса для распределительных нефтебаз в зависимости от их географического расположения и надежности транспортных связей следует принимать в процентах от текущего запаса:

для железнодорожных и водных (речных) нефтебаз, расположенных в средних и южных областях Европейской части (от южной границы до 60° с. ш.) - до 20 % среднемесячной потребности, в северных областях Европейской части, Сибири, Урала, Дальнего Востока - до 50 %;

для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродуктов только в навигационный период - до 50 % от среднемесячной потребности в межнавигационный период.

ПРИМЕЧАНИЕ. Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с потребностью менее 1,0 тыс. т/год страховой запас не устанавливается.

4.1.6. Для местной реализации нефтепродукта на перевалочно-распределительных нефтебазах должна предусматриваться дополнительно отдельная группа резервуаров общей вместимостью, равной двухсуточному запасу месяца максимальной реализации. Для нефтепродуктов, поступающих на местную реализацию другими видами транспорта, норма запаса нефтепродукта определяется как для распределительных нефтебаз.

4.1.7. С учетом коэффициента использования емкости резервуара, приведенных в таблице 6, норма запаса является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка (резервуара) для каждой марки (сорта) нефтепродукта, которая определяется по формуле:

 (6)

где:

- расчетная вместимость (емкость) резервуарного парка (резервуара) для i-го нефтепродукта, м3;

Vi - норма запаса i-го нефтепродукта на расчетный период, м3;

? - коэффициент использования емкости резервуара, принимается по таблице 6.

4.2. Морские перевалочные нефтебазы

Величина вместимости резервуарной емкости определяется по графикам поступления и отгрузки с учетом грузоподъемности расчетного танкера или, если такие графики отсутствуют, по формуле:

 (7)

где:

Кс - коэффициент сортности. При одной марке нефтепродукта Кс = 1, при 2-х и 3-х - Кс = 1,05;

? - коэффициент использования емкости резервуара (определяется по табл. 6);

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

Пр - норматив, учитывающий занятость причальных сооружений в году, определяется Пр = 365 n Кзан, где:

365 - расчетное число рабочих дней в году;

n - количество причалов;

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

? - плотность нефтепродукта, т/м3;

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

Кмн - коэффициент месячной неравномерности прибытия судов;

Кспр - коэффициент спроса внешней торговли;

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

m - количество нерабочих дней по метеоусловиям;

Кс = 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
	Ксн	Кмн	Кспр	m	Ксн	Кмн	Кспр	m
Мазут	2,01	1,6	1,15	7	2,01	1,06	1,15	7
Мот. топливо	2,01	1,6	1,15	7	-	-	-	-
Дизтопливо	-	-	-	-	2,56 2,7	1,6 2,2	1,15	7
Автобензин	-	-	-	-	3,0	1,3	1,18	7
Авиабензин	-	-	-	-	-	-	-	-
Авиакеросин	-	-	-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы 5

Порт	Москальво				Находка
	Ксн	Кмн	Кспр	m	Ксн	Кмн	Кспр	m
Мазут	-	-	-	-	-	-	-	-
Мот. топливо	-	-	-	-	-	-	-	-
Дизтопливо	-	-	-	-	3,0	1,4	1,2	4
Автобензин	3,0	1,4	1,2	4	3,0	1,4	1,2	4
Авиабензин	3,0	1,4	1,2	4	3,0	1,4	1,2	4
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;

Кн - 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	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 согласно "Рекомендациям..." (см. приложение 15)

Величины удельных объемных электрических сопротивлений различных марок (сортов) нефтепродуктов приведены в приложении 5.

Начальное заполнение цистерн нефтепродуктом следует производить со скоростью в трубопроводе не более 1 м/с до момента затопления конца загрузочной трубы на 0,4-0,5 м.

5.1.7. При необходимости транспортирования нефтепродуктов со скоростями большими, чем указаны в табл. 8, следует применять нейтрализаторы или релаксационные емкости.

5.1.8. Отдельные сливо-наливные устройства и коллекторы для каждого вида сливаемого или наливаемого нефтепродукта, следует предусматривать при условии недопустимости их смешения с другими нефтепродуктами (см. приложение 6).

5.1.9. Устройства для слива и налива легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, относящихся по ГОСТ 12.1.007-76 к 1 и 2 классу опасности, должны быть герметичными.

Сливо-наливные устройства для этих нефтепродуктов должны располагаться по торцам сливо-наливных фронтов в случае совместного их слива (налива) с нефтепродуктами 3 и 4 классов опасности.

Операции с этилированными бензинами должны производиться по самостоятельным трубопроводам, коллекторам и сливо-наливным устройствам.

5.1.10. Температура нефтепродуктов, подаваемых на налив, должна быть в пределах температуры перекачки, установленной приложением 2.

5.1.11. Трубопроводы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны быть заземлены.

5.2. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

5.2.1. Размещение сливо-наливных устройств и сооружений на железнодорожных путях нефтебазы должно соответствовать СНиП 2.11.03-93.

К основным сооружениям сливо-наливного фронта относятся: эстакады (односторонние и двухсторонние), оборудованные наливными и сливными устройствами, грузовые, зачистные и воздушно-вакуумные коллекторы, сборники, промежуточные резервуары для мазута и масел, узлы учета нефтепродуктов. Кроме того, в состав сливо-наливного фронта должны быть включены средства механизации для подъема и заправки нагревательных приборов, а также для перемещения цистерн вдоль фронта.

5.2.2. Число наличных маршрутов (Nм) и количество цистерн (n) принятых или отгруженных за сутки определяется соответственно по формулам 9 и 10:

 (9)

 (10)

где:

Qi - годовой грузооборот нефтепродукта по маркам (сортам) по приему (отгрузке) железнодорожным транспортом, т/год;

Рн - вес (нетто) наливного маршрута, т;

qн - грузоподъемность одной цистерны, т. При отсутствии данных расчетная грузоподъемность принимается 60 т (на воду);

К1 - принимается по пункту 4.1.3;

Кн - принимается по таблице 4.

5.2.3. Допускается производить слив или налив не более чем за 3 подачи, если по условиям приема или отгрузки суточное поступление цистерн превысит расчетное количество сливо-наливных устройств. Продолжительность использования эстакады должна определяться суммарным временем на выполнение технологических операций, подачу и уборку цистерн, а также на приготовление маршрута на станции.

5.2.4. Потребность в эстакадах при условии, что сливо-наливной фронт должен обеспечить обработку цистерн только маршрутами, определяется по формуле:

 (11)

где:

Тнс - время занятия эстакады маршрутом с учетом времени на технологические операции, подачу и уборку цистерн и приготовление маршрута на станции, в часах.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Время на подачу и уборку цистерн к железнодорожным фронтам слива и налива определяется расчетным путем, исходя из расстояния до станции и скорости передвижении состава.

2. Время приготовления маршрута на станции принимается не более 25 мин. для расформирования и 30 мин. на формирование состава.

5.2.5. Для группы цистерн общей весовой нормы (брутто) менее 700 т следует предусматривать строительство одиночных устройств или односторонней эстакады, исходя из числа одновременно обрабатываемых цистерн, а для нормы более 700 т - только двухсторонней эстакады, обеспечивающей маршрутный слив-налив независимо от числа обрабатываемых цистерн.

5.2.6. На перевалочных нефтебазах I класса протяженность железнодорожной сливо-наливной эстакады для легковоспламеняющихся нефтепродуктов определяется длиной наливного маршрута полной весовой нормы (брутто), состоящего из смешанного состава большегрузных цистерн за вычетом веса прикрытия 60 т, для горючих нефтепродуктов - без вычета прикрытия.

5.2.7. На нефтебазах при маршрутном сливе-наливе нефтепродукта количество сливо-наливных устройств следует принимать в зависимости от расчетного количества наливных маршрутов по таблице 9.

5.2.8. Налив нефтепродуктов должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированных устройств, оборудованных ограничителями налива, а также средствами механизации.

Таблица 9

Nм	Количество сливо-наливных устройств	Примечание
от 0,35 до 1 вкл.	на 1/3 маршрута	Распределительная нефтебаза
более 1 до 3 вкл.	на 1/2 маршрута	Распределительная нефтебаза
более 3 до 6 вкл.	на 1 маршрут	Перевалочная нефтебаза

ПРИМЕЧАНИЕ. Для горючих нефтепродуктов количество сливных устройств рассчитывается с учетом времени требуемого для разогрева в соответствии с п. 3.3 настоящих норм.

5.2.9. Системы наливных устройств и коллекторов следует разрабатывать с учетом обеспечения полного освобождения их от нефтепродукта.

5.2.10. Система налива высоковязких нефтепродуктов (вязкость более 160?10-6 м2/с) в железнодорожные цистерны должна предусматривать техническую возможность циркуляции нефтепродукта по трубопроводам (коллекторам эстакады) и прокачку маловязким (вязкость не более 40?10-6 м2/с) незастывающим продуктом всех трубопроводов.

5.2.11. На нефтебазах с грузооборотом не менее 50 тыс. т/г должны быть предусмотрены наливные устройства, рассчитанные на налив отработанных нефтепродуктов в одиночные цистерны.

5.2.12. Допускается использовать самотечный слив в промежуточные заглубленные резервуары с одновременной откачкой нефтепродукта из них в наземные резервуары.

Промежуточный резервуар должен быть рассчитан на 75 % суммарной емкости одновременно сливаемых цистерн. Производительность откачки из этих резервуаров должна составлять не менее 50 % производительности их заполнения. При этом резервуар должен иметь защиту от перелива.

Промежуточные резервуары (кроме сливных емкостей для мазутов) не допускается размещать под железнодорожными путями.

5.2.13. Для удаления нефтепродукта из неисправных цистерн следует предусматривать отдельно расположенные устройства верхнего и нижнего слива, а при соответствующем обосновании - коллекторы, обеспечивающие раздельный сбор сливаемых нефтепродуктов. Допускается устанавливать сливные устройства непосредственно на сливо-наливных эстакадах, а сливные устройства для верхнего слива оборудовать резино-тканевыми рукавами.

5.2.14. Технологический шаг сливо-наливных устройств в пределах одной сливо-наливной эстакады или одиночного фронта слива-налива определяется проектом в зависимости от конструкции этих устройств и типа цистерн в железнодорожном маршруте и должен обеспечивать слив (налив) без расцепки вагонов. Габариты приближения сливо-наливных устройств и их размеры должны учитывать возможность подачи цистерн максимальной грузоподъемности для данного пункта.

Внимание! Это не полная версия документа. Полная версия доступна для скачивания.