ВНТП5-95

 

 

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГОПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮНЕФТЕПРОДУКТАМИ (НЕФТЕБАЗ)

 

Датавведения 1995-05-01

 

 

РАЗРАБОТАНЫ АО"Нефтепродуктпроект" Минтопэнерго России под руководствомВ.А.Гончарова.

 

СОГЛАСОВАНЫМинстроем России 24.03.93 г. № 24-1-1/5-2-III; Минприроды России 06.03.95 г. №03-20/23-708; ГУГПС МВД России 24.03.93 г. № 20/12/473, 19.05.94 г. №20/3.2/928.

 

ВНЕСЕНЫГлавным управлением по государственным поставкам и коммерческой деятельности ГП"Роснефть".

 

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

 

При подготовкенорм использованы отдельные положения, разработанные институтом"Южгипронефтепровод".

 

УТВЕРЖДЕНЫ:приказом Минтопэнерго России 03.04.95 г. № 64.

 

ВЗАМЕН"Норм технологического проектирования и технико-экономических показателейскладов нефти и нефтепродуктов (нефтебаз)","Южгипронефтепровод", 1972 г.

 

 

АННОТАЦИЯ

 

Нормытехнологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами(нефтебаз) разработаны с учетом современных достижений науки и техники,отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатациипредприятий.

В нормахприменены прогрессивные решения технического оснащения указанных предприятий,направленные на:

повышениеуровня технической надежности и безопасной эксплуатации технологическихсооружений;

автоматизациюи механизацию технологических процессов;

сокращениепотерь нефтепродуктов;

улучшениеэкономических показателей;

повышениепожарной безопасности, соблюдение норм техники безопасности, охраны труда изащиты окружающей среды.

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

Нормыраспространяются на проектирование стационарных предприятий длялегковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, имеющих давление насыщенныхпаров не выше 93,1 кПа (700 мм.рт.ст.) при температуре 20 °С.

При расширенииили реконструкции предприятий (зданий, сооружений) по обеспечениюнефтепродуктами (нефтебаз) нормы распространяются только на расширяемую илиреконструируемую часть. Проектные решения по охране окружающей природной средыдолжны выполняться в целом по предприятию.

Проектированиерасходных складов нефтепродуктов, входящих в состав предприятий (промышленных,транспортных, энергетических и т.п.), допускается выполнять по настоящим нормамс учетом требований технологических норм проектирования предприятий, в составкоторых входят склады нефтепродуктов.

 

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

1.1. Кобъектам предприятий по обеспечению нефтепродуктами (далее нефтебаз) относитсякомплекс зданий и технологических сооружений производственного ивспомогательного назначения, обеспечивающих прием, хранение и отгрузкунефтепродуктов.

Примечание. Термины и понятия, применяемые в настоящихнормах, приведены в приложении 1.

 

1.2.Проектирование объектов нефтебаз должно выполняться в соответствии сдействующими нормами и правилами, Государственными стандартами, отраслевымируководящими документами и с использованием современных достижений науки итехники.

Переченьнормативных документов, используемых при проектировании, приведен в приложении15.

1.3. Припроектировании нефтебаз следует применять освоенные и серийно выпускаемые типыоборудования и материалы. Рекомендуемый перечень основного оборудования иавтоматизированных систем приведен в приложении 12.

1.4.Разработка проектов технического перевооружения и реконструкции нефтебаз должнапроизводиться на результатах предпроектного обследования пожарной иэкологической ситуации как на территории самой нефтебазы и ее санитарно-защитнойзоны, так и на селитебной территории и особо охраняемых природных территориях иобъектах, находящихся за границей санитарно-защитной зоны, но в зоне влиянияпредприятия, для оценки экологической обстановки и возможных последствийаварийных ситуаций.

Предпроектноеобследование проводится с обязательным участием надзорных органов (охраныокружающей природной среды, пожарного, санитарно-эпидемиологического и т.д.),заинтересованных организаций и органов местного самоуправления. 

1.5.Предпроектным обследованием определяются условия достижения нефтебазойнормативных показателей экологических, санитарных и противопожарных требованийв зоне своего влияния на окружающую застройку, которые обязательны привыполнении проектов технического перевооружения и реконструкции. При отсутствииуказанных выше условий, подтвержденных предпроектным обследованием, нефтебазаподлежит выносу за пределы существующей застройки.

1.6.Проектирование нефтебаз должно выполняться на основании утвержденной схемыразвития и размещения предприятий по обеспечению нефтепродуктами, а такжезадания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленномпорядке.

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

 

2. КЛАССИФИКАЦИЯНЕФТЕБАЗ

 

2.1. Нефтебазыподразделяются:

по общейвместимости и максимальному объему одного резервуара - на категории, всоответствии со СНиП 2.11.03-93;

пофункциональному назначению - на перевалочные, перевалочно-распределительные ираспределительные;

потранспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные,водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанныеводно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.;

пономенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся игорючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

по годовомугрузообороту - на пять классов в соответствии с таблицей 1.

 

Таблица1

 

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. Косновным показателям, характеризующим мощность нефтебаз, относятся:

грузооборотнефтепродуктов в тыс.т/год;

вместимостьрезервуарного парка в тыс.м³

2.3.Техническая оснащенность нефтебаз должна удовлетворять следующим требованиям:

резервуарныйпарк - обеспечивать прием, хранение и отгрузку заданного количества иассортимента нефтепродуктов;

трубопроводныекоммуникации - обеспечивать одновременный прием и отгрузку различных марокнефтепродуктов без смешения и потери качества;

наливные исливные устройства, а также насосное оборудование - обеспечивать выполнениенормы времени по сливу и наливу нефтепродуктов.

 

3. РЕЖИМ РАБОТЫ

 

3.1. Взависимости от функционального назначения и транспортных связей расчетное числорабочих дней в году следует принимать по таблице 2.

3.2.Технологическое время механизированного или самотечного слива или налива длявсей одновременно подаваемой партии железнодорожных цистерн по фронтуодновременного слива и налива, независимо от типа нефтепродукта игрузоподъемности цистерн, не должно превышать 2-х часов.

 

Таблица2

 

	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 морскихнефтебаз принято для районов с круглогодичной навигацией, при иных условияхсудоходства принимается с учетом продолжительности навигационного периода.

2. Прием и отгрузка нефтепродуктов на перевалочныхнефтебазах, прием нефтепродуктов на распределительных нефтебазах производитсяиз условия круглосуточной работы в течение расчетного числа рабочих дней вгоду.

3. Операции по приему и отгрузке нефтепродуктов наавтомобильных нефтебазах, отгрузка нефтепродуктов местным потребителям вавтоцистерны и тару на распределительных нефтебазах и раздаточных блоках перевалочныхнефтебаз производятся в одну смену. При соответствующем обосновании допускаетсяпроизводить отгрузку в две смены или круглосуточно.

 

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

3.4. Времяпогрузки или выгрузки наливных судов следует определять, руководствуясьпоказателями приложений 3 и 4, утвержденными б.Минречфлотом РСФСР 8 июля 1987г. и б.Минморфлотом СССР 30 декабря 1977 г. При проектировании эти показателидля каждого порта (бассейна) должны уточняться в процессе сбора исходныхданных.

3.5. Времямеханизированного слива или налива нефтепродуктов из(в) автомобильных(е)цистерн(ы) с учетом операций по оформлению документов, заправке наливныхустройств и маневрированию автомобиля не должно превышать 4 мин. на одну тоннугруза.

Приопределении веса груза на автомобильных весах и расчетах времени слива илиналива следует дополнительно учитывать время, равное 4 мин., на организациюкаждого взвешивания.

 

4. ХРАНЕНИЕНЕФТЕПРОДУКТОВ

 

4.1. Нормызапаса нефтепродуктов и определение емкости резервуарного парка:

4.1.1. Нормазапаса нефтепродуктов на расчетный период определяется как сумма текущего истрахового запасов:

,                                                         (1)

где:

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

- текущийзапас i-гo нефтепродукта на расчетный период, м³;

 - страховойзапас i-го нефтепродукта на расчетный период, м³.

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

4.1.3. Приотсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродуктов нормы запаса должныопределяться по следующим формулам:

дляраспределительных железнодорожных нефтебаз:

 ,                                           (2)

где:

Q_i - среднее месячноепотребление i-го нефтепродукта, т.

Определяетсяиз условия помесячного равномерного потребления в течение расчетного года;

К_н- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется потабл.4);

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

К₁= 1,1-1,3 - коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн);

r - плотность нефтепродукта, т/м³;

 - нормастрахового запаса;

30 - среднеечисло суток в месяце;

для водных(речных) перевалочных и распределительных нефтебаз, получающих или отправляющихнефтепродукты водным транспортом, в объеме среднемесячной потребностинефтепродуктов с увеличением его на 15% для компенсации запаздывания начала ипреждевременного закрытия навигации:

,                                                  (3)

где:

Q_i - среднемесячнаяпотребность i-го нефтепродукта, т;

К_н- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется потаблице 4);

1,15 -коэффициент, учитывающий увеличение среднемесячной потребности нефтепродуктовдля 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 разв год - годовая потребность;

дляавтомобильных нефтебаз норму запаса следует принимать в объеме, соответствующемне менее 20-ти суточному потреблению среднемесячной реализации и страховогозапаса от этой потребности в размерах нормы страхового запаса, принятого дляпредприятия, с которого будут поступать нефтепродукты;

длятрубопроводных нефтебаз:

,                                      (5)

где:

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

К_н- коэффициент неравномерности потребления нефтепродукта (определяется потабл.4);

Q_i - объем i-гонефтепродукта, отбираемого по отводу, м³/год;

N_i - годовое числоциклов, с которым работает отвод;

q_max - максимальный извозможных расходов нефтепродукта в отводе (определяется при гидравлическомрасчете режимов работы трубопровода или принимается по фактическим данным), м³/час.

Для приемасмеси нефтепродуктов из отвода следует дополнительно предусматриватьрезервуары, вместимость которых принимается согласно ВНТП 3-90.

 

Таблица3

 

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

 

Таблица4

 

Характеристика районов потребления	Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов
	Все 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 потреблениянефтепродуктов при проектировании должны быть уточнены.

 

4.1.4. Нормызапаса для смешанных нефтебаз определяются на основании п.4.1.3, как суммазапасов нефтепродуктов, поступающих различными видами транспорта.

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

дляжелезнодорожных и водных (речных) нефтебаз, расположенных в средних и южныхобластях 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 спотребностью менее 1,0 тыс.т/год страховой запас не устанавливается.

 

4.1.6. Дляместной реализации нефтепродукта на перевалочно-распределительных нефтебазахдолжна предусматриваться дополнительно отдельная группа резервуаров общейвместимостью, равной двухсуточному запасу месяца максимальной реализации. Длянефтепродуктов, поступающих на местную реализацию другими видами транспорта,норма запаса нефтепродукта определяется как для распределительных нефтебаз.

4.1.7. Сучетом коэффициентов использования емкости резервуара, приведенных в таблице 6,норма запаса является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка(резервуара) для каждой марки (сорта) нефтепродукта, которая определяется поформуле:

 ,                                                             (6)

где:

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

V_i - норма запаса i-гонефтепродукта на расчетный период, м³;

h - коэффициент использования емкостирезервуара, принимается по таблице 6.

4.2. Морскиеперевалочные нефтебазы

Величинавместимости резервуарной емкости определяется по графикам поступления иотгрузки с учетом грузоподъемности расчетного танкера или, если такие графикиотсутствуют, по формуле:

,                                (7)

где:

К_c - коэффициент сортности. При одной маркенефтепродукта К_с = 1, при 2-х и 3-х - К_с=1,05;

h - коэффициент использования емкостирезервуара (определяется по табл.6);

Q_i - грузооборот i-гонефтепродукта, 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 - количествопричалов;

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

r - плотность нефтепродукта, т/м³;

К_сн- коэффициент неравномерности суточной отгрузки, вызываемой нерегулярностьюподхода танкеров;

К_мн- коэффициент месячной неравномерности прибытия судов;

К_спр- коэффициент спроса внешней торговли;

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

m - количествонерабочих дней по метеоусловиям;

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

Величиныкоэффициентов, входящих в формулу 7, приведены в таблице 5. При соответствующемобосновании эти величины могут быть уточнены.

 

Таблица5

 

Порт	Новороссийск				Туапсе
	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	-	-	-	-	-	-	-	-
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 указаны коэффициенты дляэкспортных операций, в знаменателе - для каботажных операций.

 

4.3.Резервуарные парки.

4.3.1. Емкостьи число резервуаров в составе резервуарного парка нефтебазы должны определятьсяс учетом:

коэффициентаиспользования емкости резервуара;

однотипностипо конструкции и единичной вместимости резервуаров;

грузоподъемностижелезнодорожных маршрутов, отдельных цистерн, а также наливных судов, занятыхна перевозках нефтепродуктов;

необходимойоперативности нефтебазы при заданных условиях эксплуатации и возможностисвоевременного ремонта резервуаров;

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

4.3.2. Среднеезначение коэффициентов использования емкости резервуаров в зависимости от ихконструкции и номинального объема следует принимать по таблице 6.

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

операцииприема и отгрузки не совмещаются во времени;

среднегодовойкоэффициент оборачиваемости резервуара менее трех;

резервуариспользуется как промежуточная (буферная) емкость, без промежуточного замераколичества нефтепродукта.

 

Таблица6

 

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

 

4.3.4. Дляхранения нефтепродуктов рекомендуется применять наземные и подземныеметаллические или железобетонные резервуары, как правило, по действующимтиповым проектам.

4.3.5.Сокращение потерь от испарения нефтепродуктов с давлением насыщенных паровсвыше 2·1,33·10⁴ Па (200 мм.рт.ст.) при температуре 20 °С следуетпредусматривать путем применения резервуаров с понтонами, плавающими крышамиили с газоуравнительной обвязкой.

4.3.6. Вкачестве дополнительного показателя для ориентировочного определения емкостирезервуарного парка нефтебазы рекомендуются среднегодовые коэффициентыоборачиваемости емкости резервуарных парков различных типов нефтебаз, которыеследует принимать по таблице 7.

4.3.7. Припроектировании технического перевооружения или реконструкции нефтебаз, в случаевыявления изменений емкости резервуарных парков, в проектах должныпредусматриваться меры по переводу высвобождающихся резервуаров под хранениеменее опасных в пожарном и экологическом отношениях нефтепродуктов, либо выводуих из эксплуатации. Выводу из эксплуатации прежде всего подлежат резервуарыустаревших конструкций. Проектами технического перевооружения и реконструкциинефтебаз резервуары для хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров,указанных в пункте 4.3.5, должны быть оснащены средствами сокращения потерь отиспарения нефтепродуктов (понтон, газоуравнительная обвязка и т.п.).

 

Таблица7

 

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 определяетсякак частное от годового грузооборота к емкости резервуарного парка.

 

4.3.8. Косновному оборудованию резервуара относятся:

приемо-отгрузочныеустройства с запорной арматурой;

дыхательная ипредохранительная арматура;

устройства дляотбора средней пробы и подтоварной воды;

приборыконтроля, сигнализации и защиты;

подогревательныеустройства;

противопожарноеоборудование;

хлопушки имеханизмы их управления.

Оснащениерезервуаров основным оборудованием и схема его расположения определяютсяпроектом.

4.3.9.Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствоватьданному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается присогласовании с разработчиком проекта резервуара.

4.3.10.Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимостиот максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуарас учетом температурного расширения паровоздушной смеси.

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

на резервуарахс понтоном для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров всоответствии с п.4.3.5. и температурой застывания ниже 0 °С следуетустанавливать вентиляционные патрубки с огнепреградителями;

на резервуарахбез понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлениемнасыщенных паров более 2·1,33·10⁴ Па (200 мм.рт.ст.), следуетустанавливать дыхательную и предохранительную арматуру с огнепреградителем;

на резервуарахбез понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлениемнасыщенных паров ниже 2·1,33·10⁴ Па (200 мм.рт.ст.), должныустанавливаться вентиляционные патрубки с огнепреградителем.

4.3.12. Приоснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещаетсяобъединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также сэтилированными и неэтилированными бензинами. В пониженной части трубопроводовГУС должны быть установлены дренажные устройства, включающие в себя закрытыеемкости (конденсатосборники). Уловленные нефтепродукты должны использоваться посвоему прямому назначению.

4.3.13. Прихранении в резервуарах высоковязких нефтепродуктов для предотвращениянакопления осадков следует предусматривать на днище резервуара систему размыва.

4.4. Хранениенефтепродуктов в таре.

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

4.4.2. Нормызапаса 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 поступающегонефтепродукта в одном железнодорожном полувагоне, автомашине или прицепе;

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

260 -количество рабочих дней в году;

n - количествосуток хранения нефтепродуктов, затаренных на нефтебазе, принимается взависимости от транспортных и климатических условий района расположениянефтебазы от 5 до 15 суток;

К_н- коэффициент неравномерности потребления нефтепродукта (определяется потабл.4).

4.4.3. Взависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов, вида транспортной тарыи климатических условий, хранение их следует предусматривать в складскихпомещениях или на площадках.

Хранение втаре нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже следует предусматриватьтолько в помещениях, с температурой вспышки выше 45 °С - в помещениях или наплощадках под навесом.

Допускаетсяпредусматривать хранение на открытых площадках нефтепродуктов с температуройвспышки выше 61 °С в металлических бочках.

Припроектировании зданий и сооружений тарных складов следует руководствоватьсяСНиП 2.11.03-93 и другими нормативными документами.

Хранениенефтепродуктов в деревянной таре на открытых или под навесом площадках недопускается.

Приопределении размеров штабелей нефтепродуктов в таре и требований к устройствуплощадок для тарного хранения следует руководствоваться "Правиламипожарной безопасности в Российской Федерации" ППБ-01-93 МВД России.

4.4.4.Хранение порожних металлических и деревянных бочек (бывших в употреблении изагрязненных нефтепродуктами) следует предусматривать на отдельных открытых илипод навесом площадках, при этом укладка бочек в штабели допускается не болеечем в четыре яруса.

4.4.5.Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны бытьоснащены средствами механизации погрузочно-разгрузочных и транспортныхопераций, выбор которых определяется проектом.

4.4.6. Длину иширину железнодорожных и автомобильных грузовых платформ (рамп) следуетопределять расчетом, исходя из грузооборота и вместимости хранилищанефтепродуктов в таре, а также с учетом габаритов применяемых средствтранспортной механизации.

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

 

5. ПРИЕМ И ОТГРУЗКАНЕФТЕПРОДУКТОВ

 

5.1. Технологияприема и отгрузки

5.1.1.Технология приема и отгрузки нефтепродуктов должна определяться в проекте наосновании вариантных технико-экономических проработок с учетом видатранспортного средства, которым доставляется нефтепродукт, егофизико-химических свойств, климатических условий, интенсивностипогрузочно-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 подготовкатранспортных средств для налива и транспортирования устанавливаютсятребованиями ГОСТ 1510-84*.

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

В случаяхнеобходимости слив нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и ниже изнеисправных цистерн допускается осуществлять через горловину цистерн (верхний слив).

5.1.4. Времянепосредственного (без учета времени на вспомогательные операции: подсоединениеи заправка сливо-наливных устройств, замер взлива, выполнение приемныханализов, открытие сливных клапанов, люков цистерн и т.п.) слива и наливамаршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин.

5.1.5. Весжелезнодорожных наливных маршрутов (брутто) по направлениям и состав цистерн поих грузоподъемности в маршрутах должен соответствовать унифицированным весовымнормам, согласованным с соответствующими подразделениями, МПС России.

5.1.6.Допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта по трубопроводуопределяется в зависимости от объемного электрического сопротивления и недолжна превышать значений, указанных в таблице 8.

 

Таблица8

 

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)

 

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

Начальноезаполнение цистерн нефтепродуктом следует производить со скоростью втрубопроводе не более 1 м/с до момента затопления конца загрузочной трубы на0,4-0,5 м.

5.1.7. Принеобходимости транспортирования нефтепродуктов со скоростями большими, чемуказаны в табл.8, следует применять нейтрализаторы или релаксационные емкости.

5.1.8.Отдельные сливо-наливные устройства и коллекторы для каждого вида сливаемогоили наливаемого нефтепродукта, следует предусматривать при условиинедопустимости 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 бытьгерметичными.

Сливо-наливныеустройства для этих нефтепродуктов должны располагаться по торцамсливо-наливных фронтов в случае совместного их слива (налива) с нефтепродуктами3 и 4 классов опасности.

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

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

5.1.11.Трубопроводы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны бытьзаземлены.

5.2.Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

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

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

5.2.2. Числоналивных маршрутов (N_м) и количество цистерн(n), принятых или отгруженных за сутки, определяетсясоответственно по формулам 9 и 10:

                                                          (9)

,                                                         (10)

где:

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

Р_н- вес (нетто) наливного маршрута, т;

q_н - грузоподъемность одной цистерны, т. Приотсутствии данных расчетная грузоподъемность принимается 60 т (на воду);

К₁- принимается по пункту 4.1.3;

К_н- принимается по таблице 4.

5.2.3.Допускается производить слив или налив не более чем за 3 подачи, если поусловиям приема или отгрузки суточное поступление цистерн превысит расчетноеколичество сливо-наливных устройств. Продолжительность использования эстакадыдолжна 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 обеспечитьобработку цистерн только маршрутами, определяется по формуле:

 ,                                                         (11)

где:

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

Примечания:

1. Время на подачу и уборку цистерн к железнодорожнымфронтам слива и налива определяется расчетным путем, исходя из расстояния достанции и скорости передвижении состава.

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

 

5.2.5. Длягруппы цистерн общей весовой нормы (брутто) менее 700 т следует предусматриватьстроительство одиночных устройств или односторонней эстакады, исходя из числаодновременно обрабатываемых цистерн, а для нормы более 700 т - толькодвухсторонней эстакады, обеспечивающей маршрутный слив-налив независимо отчисла обрабатываемых цистерн.

5.2.6. Наперевалочных нефтебазах I класса протяженность железнодорожной сливо-наливнойэстакады для легковоспламеняющихся нефтепродуктов определяется длиной наливногомаршрута полной весовой нормы (брутто), состоящего из смешанного составабольшегрузных цистерн за вычетом веса прикрытия 60 т, для горючихнефтепродуктов - без вычета прикрытия.

5.2.7. Нанефтебазах при маршрутном сливе-наливе нефтепродукта количество сливо-наливныхустройств следует принимать в зависимости от расчетного количества наливныхмаршрутов по таблице 9.

5.2.8. Наливнефтепродуктов должен осуществляться по бесшланговой системе автоматизированныхустройств, оборудованных ограничителями налива, а также средствами механизации.

 

Таблица9

 

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 количествосливных устройств рассчитывается с учетом времени, требуемого для разогрева, всоответствии с п.3.3 настоящих норм.

 

5.2.9. Системыналивных устройств и коллекторов следует разрабатывать с учетом обеспеченияполного освобождения их от нефтепродукта.

5.2.10.Система налива высоковязких нефтепродуктов (вязкость более 160·10^-6м²/с) в железнодорожные цистерны должна предусматривать техническуювозможность циркуляции нефтепродукта по трубопроводам (коллекторам эстакады) ипрокачку маловязким (вязкость не более 40·10^-6 м²/с)незастывающим продуктом всех трубопроводов.

5.2.11. Нанефтебазах с грузооборотом не менее 50 тыс.т/г должны быть предусмотреныналивные устройства, рассчитанные на налив отработанных нефтепродуктов водиночные цистерны.

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

Промежуточныйрезервуар должен быть рассчитан на 75% суммарной емкости одновременно сливаемыхцистерн. Производительность откачки из этих резервуаров должна составлять неменее 50% производительности их заполнения. При этом резервуар должен иметьзащиту от перелива.

Промежуточныерезервуары (кроме сливных емкостей для мазутов) не допускается размещать поджелезнодорожными путями.

5.2.13. Дляудаления нефтепродукта из неисправных цистерн следует предусматривать отдельнорасположенные устройства верхнего и нижнего слива, а при соответствующемобосновании - коллекторы, обеспечивающие раздельный сбор сливаемыхнефтепродуктов. Допускается устанавливать сливные устройства непосредственно насливо-наливных эстакадах, а сливные устройства для верхнего слива оборудоватьрезино-тканевыми рукавами.

5.2.14.Технологический шаг сливо-наливных устройств в пределах одной сливо-наливнойэстакады или одиночного фронта слива-налива определяется проектом в зависимостиот конструкции этих устройств и типа цистерн в железнодорожном маршруте идолжен обеспечивать слив (налив) без расцепки вагонов. Габариты приближениясливо-наливных устройств и их размеры должны учитывать возможность подачицистерн максимальной грузоподъемности для данного пункта.

5.2.15.Железнодорожные эстакады для налива авиационных масел, топлив для реактивныхдвигателей и авиационных бензинов должны быть оборудованы навесами или крышами.

Допускается неустанавливать навесы и крыши в случаях, если эстакады оборудованы наливнымиустройствами, исключающими попадание в цистерну атмосферных осадков и пыли вовремя операции налива.

5.2.16. Вцелях сокращения потерь от испарения, снижения электризации и уменьшенияпенообразования при наливе нефтепродуктов длина нижнего звена наливногоустройства должна обеспечивать опускание его конца в цистерну на расстояние неболее 200 мм от нижней образующей котла.

5.2.17.Коллекторы на наливных эстакадах следует располагать подземно или настроительных конструкциях эстакады, при этом должна предусматриватьсякомпенсация от температурных деформаций. Допускается прокладка коллекторов насобственных строительных конструкциях.

5.2.18.Сливо-наливные устройства, устанавливаемые на сливных и наливных коллекторах,следует оснащать задвижками с ручным приводом.

5.2.19.Эстакады для операций с маршрутами должны проектироваться для слива или наливане более 4 групп нефтепродуктов. При этом к одной группе могут быть отнесенынесколько марок (сортов) нефтепродуктов, перекачка которых может производитьсяпо одному и тому же коллектору.

Припроектировании групповых или одиночных сливо-наливных устройств количествогрупп нефтепродуктов определяется проектом.

5.3.Сливо-наливные устройства для автомобильных цистерн

5.3.1. Дляналива нефтепродуктов в автомобильные цистерны на нефтебазах должны применятьсяспециальные, в том числе автоматизированные, устройства верхнего или нижнегоналива, оборудованные насосными агрегатами, пультом дистанционного управления,устройствами для задачи дозы отпускаемого нефтепродукта, предотвращенияперелива, герметизации цистерн, а также автоматическими системами измеренияколичества нефтепродуктов в единицах массы (объема) и оформления товарныхдокументов.

5.3.2.Наливные устройства для налива легковоспламеняющихся и маловязких горючихжидкостей должны быть оборудованы центробежными, а для налива масел и другихгорючих жидкостей - роторными насосами.

5.3.3. Дляуменьшения гидравлических ударов, обеспечения безопасных скоростей перекачки иточности учета наливные устройства следует оснащать оборудованием,обеспечивающим подачу нефтепродукта в начальной и завершающей фазе налива не более30 м³/ч.

5.3.4.Наливные устройства следует располагать на отдельных рабочих местах(островках), объединенных по группам нефтепродуктов в наливные станции. Взависимости от типа прибывающих автомобильных цистерн и объема отгрузкиотдельных марок (сортов) нефтепродукта рабочие места должны обеспечивать наливкак одиночных цистерн, так и автопоездов.

Сливнефтепродуктов из автоцистерн должен производиться на отдельных площадках,оборудованных узлами учета.

Управлениеналивом должно быть дистанционным из операторной и по месту.

5.3.5.Расчетное количество наливных устройств станции налива следует определять длякаждой марки (сорта) нефтепродуктов по формуле:

 ,                                                         (12)

где:

Q_i - среднее суточное потреблениенефтепродукта, т;

q - расчетная производительность наливных устройств, м³/час ;

K = 0,7 - коэффициент использования наливных устройств;

t -количество часов работы наливных устройств в сутки;

r -плотность нефтепродукта, т/м³;

К_н- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется потаблице 4).

5.3.6.Производительность наливных устройств при механизированном наливе без учетавремени на вспомогательные операции следует принимать:

длянефтепродуктов с вязкостью до 60·10^-6 м²/с - 40 ... 100 м³/ч;

длянефтепродуктов с вязкостью от 60·10^-6 м²/с до 600·10^-6 м²/с - 30 ... 60 м³/ч.

Примечание. При самотечном наливе указанныепроизводительности могут быть уменьшены на 25-30%.

 

5.3.7.Количество отпускаемого нефтепродукта следует определять взвешиванием наавтовесах или при помощи счетчиков жидкости. Грузоподъемность весов должнаобеспечивать взвешивание всех типов прибывающих на нефтебазу автоцистерн.

5.3.8.Соединительные трубопроводы от раздаточных резервуаров до наливных устройствдолжны приниматься раздельными для каждой марки (сорта) нефтепродукта,отгружаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним не допускается.

5.3.9. Нанефтебазах 1-5 классов процессы налива и учета должны быть автоматизированы согласноприложению 11.

На нефтебазах1-2 классов, при соответствующем обосновании, дополнительно может применятьсясистема "АСУ-налива" с использованием кредитной системы.

Измерениемассы нефтепродуктов, подача данных на цифропечать и оформление документовдолжны осуществляться автоматически с погрешностью, соответствующей требованиямГОСТ 26976-86.

5.3.10. Нанефтебазах 4 и 5 классов допускается применение установок с местным управлениемв случаях, когда загрузка наливного устройства составляет не более 60% от егономинальной производительности или при экономической нецелесообразностиприменения автоматизированных систем и дистанционного управления наливом.

5.3.11. Передвъездом на нефтебазу (станцию налива) должна предусматриваться площадка дляавтотранспорта, обеспечивающая стоянку не менее 30% от общего количестваработающих автомобилей в одной смене.

5.4.Сливо-наливные устройства для морских и речных судов.

5.4.1. Приприеме или отгрузке нефтепродуктов водным транспортом на нефтебазах должныпредусматриваться грузовые, а при соответствующем обосновании и бункеровочныепричалы.

5.4.2.Технологические процессы по обработке наливных судов должны включать следующиеоперации: налив и слив нефтепродуктов, бункеровка топливом и маслами,улавливание паров нефтепродукта при наливе и сбор утечек, прием балластных,льяльных вод, а также выполнение вспомогательных операций, связанных сгрузовыми работами по сливу-наливу.

5.4.3.Основные размеры и количество причалов, а также количество технологическихтрубопроводов и технологического оборудования, определяющие пропускнуюспособность причала, рассчитываются на установленный расчетный грузооборот всоответствии с действующими ведомственными нормами технологическогопроектирования (см. приложение 15).

5.4.4.Количество сливо-наливных устройств (стендеров) определяется в соответствии сассортиментом нефтепродуктов, пропускной способностью устройства и судочасовыминормами слива-налива (приложения 3 и 4). Сливо-наливные устройства,предназначенные для различных нефтепродуктов, близких по своимфизико-химическим свойствам, должны быть взаимозаменяемы.

5.4.5.Специализация и взаимное расположение сливо-наливных устройств должныприниматься с учетом технических характеристик используемого оборудования ивыполнения операций по обработке наливных судов с одной установки.

5.4.6. Системыгрузовых и бункеровочных трубопроводов для одноименных нефтепродуктов следуетпроектировать раздельными.

5.4.7.Производительность бункеровки наливных судов должна обеспечивать подачупотребного количества топлива за период, не превышающий продолжительностигрузовых операций, и приниматься в соответствии с нормами технологическогопроектирования морских и речных портов.

5.4.8.Выгрузка нефтепродуктов из морских судов должна производиться только судовыминасосами, а из речных - как судовыми насосами, так и плавучими средствамипароходства.

Необходимостьустановки на берегу насосной станции второго подъема определяетсягидравлическим расчетом.

5.4.9. Причалыдолжны оборудоваться счетчиками коммерческого учета количества сливаемого(наливаемого) нефтепродукта и бункерного топлива.

5.4.10. Наречных распределительных нефтебазах 3, 4 и 5 классов должны применятьсямеханизированные сливо-наливные устройства с ручным управлением, в остальныхслучаях - автоматизированные системы налива (АСН) с дистанционным управлением.

Присоединительныесредства должны быть оборудованы предохранительными устройствами, исключающимисамопроизвольное отсоединение в процессе слива-налива, а такжеавтоматизированным прекращением слива (налива) при угрозе выхода судов из зоныобслуживания наливного устройства (стендера).

Примечание. Допускается на нефтебазах 5 класса,расположенных на реках с коротким навигационным периодом (2-3 недели),использовать плавучие причалы с шлангующими устройствами из резино-тканевыхрукавов.

 

5.4.11.Стационарные причалы, оборудованные автоматизированными системами налива (АСН),должны иметь грузоподъемные средства, обеспечивающие монтаж, демонтаж, ремонтсоставных частей АСН.

5.4.12.Причалы следует оснащать боковыми заграждениями и устройствами сборанефтепродуктов с поверхности водоема в соответствии с требованиями ГОСТ17.1.3.05-82, а также с учетом конструкции причала, габаритов судов и скороститечения воды.

5.4.13. Напричалах должны быть установлены устройства для заземления трубопроводов исудна, обеспечивающие контроль и качество заземляющей цепи, а также отводзарядов статического электричества.

5.4.14. Наливсудов непосредственно из разветвленного нефтепродуктопровода запрещается.

5.5.Устройства и сооружения для отгрузки нефтепродуктов в таре

5.5.1.Отгрузку нефтепродуктов в таре следует предусматривать через разливочные ирасфасовочные устройства. Измерение количества отпущенных нефтепродуктов должнопроизводиться объемно-весовым методом. Виды тары для хранения и отпусканефтепродуктов следует принимать по ГОСТ 1510-84*.

5.5.2.Разливочные следует располагать в помещениях или на площадках под навесом взависимости от климатических условий и вида нефтепродукта, а расфасовочныетолько в помещениях.

5.5.3.Допускается налив легковоспламеняющихся нефтепродуктов в бочки, установленныенепосредственно на автомашинах, оборудованных противопожарными средствами.

Налив долженпроизводиться на отдельных площадках, примыкающих к разливочным.

5.5.4. Длянефтебаз 1...4 классов раздаточные устройства для этилированных,легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов должны размещаться в отдельныхзданиях (помещениях) или на отдельных площадках. Допускается для нефтебаз 5класса раздаточные устройства размещать в одном здании при условии разделенияпомещения противопожарной стеной.

5.5.5. Передразливочной следует предусматривать площадки, оборудованные средствамимеханизации погрузо-разгрузочных работ (бочкоподъемники, кран-балки и т.п.).Помещения расфасовочных должны быть оснащены транспортерами для подачипродукции на хранение или отгрузку.

5.5.6. Подачанефтепродуктов к раздаточным устройствам может осуществляться самотеком или спомощью насосов, оборудованных предохранительными клапанами, срабатывающими припрекращении отпуска.

Для контроляотгрузки при неисправности счетчиков в разливочной следует предусматриватьтоварные весы.

5.5.7.Расчетное количество раздаточных устройств в разливочных следует определять поформуле 12. При этом коэффициент использования наливных устройств долженприниматься равным 0,5, а расчетная производительность этих устройств - 5 м³/ч для нефтепродуктов с вязкостью до 60·10^-6 м²/с и 4 м³/ч - с вязкостью от 60·10^-6до 600·10^-6 м²/с.

При самотечномналиве указанные производительности могут быть уменьшены в соответствии спримечанием к п.5.3.6.

5.5.8. Дляналива разных сортов нефтепродуктов одной марки разрешается установка на одномрабочем месте не более трех раздаточных кранов при условии их использования дляодновременного налива только одного сорта нефтепродукта.

5.5.9.Запорную арматуру для подключения раздаточных и расфасовочных устройств косновным трубопроводам следует устанавливать в месте врезки в основныетрубопроводы.

 

6. ПЕРЕКАЧКАНЕФТЕПРОДУКТОВ

 

6.1.Технология перекачки

6.1.1.Технология перекачки при автоматизации и механизации технологических операцийдолжна предотвращать смешивание, загрязнение, обводнение и потеринефтепродуктов при соблюдении установленных правил пожарной безопасности,охраны окружающей среды и техники безопасности.

6.1.2.Допускается перекачка по одному трубопроводу нескольких нефтепродуктов,сгруппированных согласно приложению 6, при условии его предварительногоопорожнения.

Длягруппировки нефтепродуктов, не предусмотренных приложением 6, следует руководствоватьсяфизико-химическими показателями этих нефтепродуктов по действующим ГОСТ или ТУ.Отдельные марки (сорта) нефтепродуктов, к качеству которых согласно ГОСТ1510-84* предъявляются повышенные требования, следует транспортировать поотдельным трубопроводам.

6.1.3.Технология перекачки нефтепродуктов должна предусматриваться по двухпроводнойсхеме трубопроводов (приемный и раздаточный), подсоединяемых к каждомурезервуару.

Допускается нанефтебазах 4-5 классов, а также в случаях установки под конкретную марку(сорта) нефтепродукта одного резервуара предусматривать однопроводную схему.

6.1.4. Зарабочее давление в системе трубопроводов нефтебазы следует приниматьмаксимальное избыточное давление, приведенное к ближайшему наибольшемуусловному давлению согласно ГОСТ 356-80, но не выше 2,5 МПа.

6.1.5. Подачанефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуаров с понтоном илиплавающей крышей должна соответствовать следующей максимальной допустимойскорости подъема (опускания) понтона или плавающей крыши:

длярезервуаров 700 м³ и менее - 3,5 м/ч;

длярезервуаров более 700 м³ - 6,0 м/ч.

При этомскорость понтона или плавающей крыши при сдвиге не должна превышать 2,5 м/ч.

6.1.6.Параметры максимальной безопасной скорости перекачки нефтепродуктов потрубопроводам следует принимать в соответствии с требованиями п.5.1.6 настоящихнорм.

6.2.Технологические трубопроводы

6.2.1.Технологические трубопроводы (далее трубопроводы) следует проектировать,руководствуясь требованиями нормативных документов, указанных в приложении 15.

6.2.2. Поназначению трубопроводы следует подразделять на внутренние, прокладываемыевнутри технологических зданий и сооружений, наружные, прокладываемые междузданиями и сооружениями внутри территории нефтебазы, и внешние, прокладываемыевне территории нефтебазы (между нефтебазой и НПЗ, наливными причалами, отдельностоящими железнодорожными эстакадами, АЗС и другими объектами). Для внешнихтрубопроводов, кроме требований, изложенных в настоящих нормах, следует такжеруководствоваться требованиями СНиП 2.05.13-90.

6.2.3. Выбордиаметра трубопроводов должен производиться на основании результатовгидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкоститранспортируемого нефтепродукта, а также рекомендуемых оптимальных скоростей.

6.2.4. Взависимости от коррозионной активности транспортируемого нефтепродукта инормативного срока эксплуатации трубопроводов значение расчетной толщины стенкитруб следует принимать с поправкой, учитывающей глубину коррозионногоразрушения стенки труб.

Значенияпоправки на внутреннюю коррозию приведены в таблице 10.

 

Таблица10

 

Среда	Глубина коррозионного разрушения, мм/год
Бензин	0,001-0,005
Дизельное топливо, керосин, реактивное топливо	0,01-0,05
Мазут	0,05-0,1

 

Примечание. Нормативный срок эксплуатации трубопроводовопределяется по нормам амортизационных отчислений на полное его восстановление.

 

6.2.5.Трубопроводы должны выполняться из электросварных или бесшовных труб, в томчисле и с антикоррозионным покрытием в соответствии с СН 527-80 и"Пособием" к нему.

Допускаетсяприменять сборно-разборные трубопроводы на специальных стыковых соединительныхприспособлениях, а также трубопроводы из негорючих материалов при условииобеспечения необходимой механической, химической и температурной стойкости исохранения качества перекачиваемых легковоспламеняющихся и горючихнефтепродуктов.

При этомдолжны быть предусмотрены устройства для отвода статического электричества.

Открытая (постенам) и надземная прокладка трубопроводов из неметаллических трубзапрещается.

6.2.6.Соединения трубопроводов должны быть сварными. В случае перекачки потрубопроводам застывающих нефтепродуктов, а также в местах установки арматуры итехнологического оборудования допускается установка фланцевых соединений труб сприменением несгораемых прокладок, кроме участков, проложенных внутриобвалования резервуарных парков.

6.2.7.Прокладка трубопроводов на территории нефтебаз должна быть надземной илиназемной.

Присоответствующем обосновании (рельеф местности, климатические условия,необходимость заезда пожарной техники внутрь обвалования и т.п.) на территориирезервуарных парков, ограниченной обвалованием, возможна подземная прокладкатрубопроводов.

6.2.8.Трубопроводы, прокладываемые на отдельно стоящих опорах, должны укладываться водин ярус, а в стесненных условиях, на эстакадах.

В местахпереходов через трубопроводы и для обслуживания узлов задвижек следуетпредусматривать переходные мостики и площадки.

6.2.9.Прокладку трубопроводов нефтебаз, располагаемых в районах с сейсмичностью 8баллов и более, следует предусматривать только надземной.

6.2.10.Трубопроводы, предназначенные для перекачки вязких и застывающихнефтепродуктов, должны оснащаться системой путевого подогрева (горячей водой,паром, ленточными электроподогревателями) и тепловой изоляцией из несгораемыхматериалов, защищенной от механического разрушения кожухом.

Допускаетсяпри соответствующем обосновании прокладка подобного рода трубопроводов вканалах с тепловыми спутниками, а участков протяженностью до 15 м - сиспользованием только тепловой изоляции (без тепловых спутников).

6.2.11. Впроектах следует предусматривать мероприятия и соответствующее оборудование длявытеснения из труб высоковязких и застывающих нефтепродуктов.

6.2.12. Дляобеспечения полного самотечного опорожнения трубопроводы должны проектироватьсяс уклоном к месту откачки или выпуска в специальные резервуары-сборники. Приэтом для нефтепродуктов, не требующих подогрева при перекачке, минимальныеуклоны следует принимать равными 0,002-0,003, для подогреваемых нефтепродуктов- 0,004.

6.2.13. Натрубопроводах должны быть предусмотрены дренажные устройства, обеспечивающиеслив нефтепродукта в стационарные или передвижные емкости.

6.2.14.Пересечение транзитными трубопроводами зданий и сооружений нефтебазы недопускается. Это требование не распространяется на газоуравнительныетрубопроводы, проходящие над резервуарами.

По глухимучасткам несгораемых стен технологических зданий допускается прокладкатрубопроводов диаметром не более 200 мм, относящихся только к данному зданию.

6.2.15.Трубопроводы, транспортирующие основные потоки нефтепродуктов, необходиморасполагать с внешней стороны обвалования или ограждающей стены резервуарногопарка. Внутри территории резервуарного парка допускается прокладка толькотрубопроводов, которые обслуживают резервуары данной группы.

6.2.16.Испытание и очистку внутренних и наружных трубопроводов следует производить всоответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84 и СН 527-80, а внешниетрубопроводы, проектируемые по СНиП 2.05.13-90, в соответствии с требованиямиэтого норматива.

6.3.Трубопроводная арматура и ее размещение

6.3.1. Узлызадвижек следует располагать с внешней стороны обвалования резервуаров(ограждающей стены) групп или отдельно стоящих резервуаров, а коренное запорноеустройство - непосредственно у резервуаров.

6.3.2. Навводах трубопроводов к железнодорожным сливо-наливным устройствам должныустанавливаться на случай аварии (пожара) стальные задвижки не далее чем в 50 м(считая от оси железнодорожного пути) и не ближе 15 м при сливе и наливелегковоспламеняющихся и не ближе 10 м - при сливе и наливе горючихнефтепродуктов. В качестве аварийных могут применяться отключающие(оперативные) задвижки, если они установлены в пределах указанных расстояний.Аварийную отключающую арматуру следует размещать на нулевых отметках влегкодоступных местах. Управление приводами аварийных задвижек диаметром 200 мми более следует предусматривать дистанционным с эстакады (с шагом расстановкикнопок управления не более 100 м) и из насосной, а также местное (п.3.2приложения 11).

На одиночныхсливо-наливных устройствах аварийные задвижки могут быть с ручным приводом.

6.3.3. Узлызадвижек продуктовых насосных станций следует размещать вне здания нарасстоянии (до ближайшей задвижки) не менее: от стены здания с проемами - 3 м иот стены здания без проемов - 1 м. Допускается узлы задвижек размещать в одномпомещении с насосами при количестве основных рабочих насосов в этом помещении:

на нефтебазахI и II категории - не более 6 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки120 °С и ниже (кроме мазутов) или не более 10 насосов для нефтепродуктов стемпературой вспышки выше 120 °С и для мазутов;

на нефтебазахIII категории - не более 10 насосов для нефтепродуктов с температурой вспышки120 °С и ниже или при любом количестве насосов для нефтепродуктов стемпературой вспышки выше 120 °С;

при перекачкемазутов, подогреваемых до температуры ниже на 25 °С температуры вспышки - неболее 6 насосов на нефтебазах I и II категорий и не более 10 насосов нанефтебазах III категории.

В случаяхразмещения узлов задвижек в отдельном помещении оно должно отделяться отпомещения для насосов противопожарной перегородкой 1-го типа и иметь выходнаружу.

В местахрасположения узлов задвижек следует предусматривать лоток для отвода стоков взакрытый сборник или в колодец производственной канализации с гидравлическимзатвором.

6.3.4. Вслучаях оснащения трубопроводов наливных судов (речных, морских)быстрозакрывающимися запорными органами, на коммуникациях причала должны бытьпредусмотрены устройства защиты от превышения давления более 1,1 Р_раб.

6.3.5. Навнутренних обвязочных трубопроводах технологических зданий и сооруженийколичество и размещение запорной арматуры должны обеспечивать необходимыетехнологические переключения, а также возможность надежного отключения каждогоотдельного агрегата или технологического устройства. Необходимость примененияарматуры с дистанционным управлением или ручным приводом определяется условиямитехнологического процесса и требованиями, обеспечивающими безопасность работ.

Дистанционноеуправление отключающей (оперативной) запорной арматурой, установленной врезервуарном парке и на трубопроводах, при трех и менее переключениях в сменуне требуется.

6.3.6.Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей запрещается. Длярегулирования параметров потока нефтепродукта должны быть установленырегулирующие клапаны, а перед и за ними - запорная арматура.

6.3.7. Натрубопроводах, предназначенных для перекачки легковоспламеняющихся и токсичныхнефтепродуктов, должна, как правило, предусматриваться стальная запорная ирегулирующая арматура.

Допускаетсяприменение арматуры:

из ковкогочугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °Спри давлении среды не выше 1,6 МПа;

из серогочугуна в пределах рабочих температур среды не ниже минус 10 °С и не выше 100 °Спри давлении среды не выше 0,6 МПа.

Температурарабочей среды устанавливается для арматуры трубопровода по ГОСТ 356-80.

6.3.8. Принаружной установке арматуру из серого чугуна можно применять при расчетнойтемпературе воздуха не ниже минус 10 °С, из ковкого чугуна при температуре нениже минус 30 °С. Коренное запорное устройство у резервуаров для нефтепродуктовдолжно предусматриваться стальным.

Для нефтебаз,расположенных в городах и других населенных пунктах, должна предусматриватьсятолько стальная арматура.

6.3.9.Задвижки (узлы задвижек) и другую арматуру на трубопроводах, в зависимости отклиматических условий, следует устанавливать в камерах, колодцах открытого типаили под навесом. Для климатических районов 1А, 1Б, 1Г и 1Д следуетпредусматривать камеры с освещением и грузоподъемным механизмом.

В камерахстроительным объемом более 20 м³ (с кратковременным пребываниемлюдей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением.

6.4.Продуктовые насосные станции

6.4.1. Дляперекачки нефтепродуктов следует предусматривать насосы:

для выполненияосновных технологических операций (грузовые насосы) слива (налива)нефтепродукта из транспортных средств и перекачки по трубопроводам;

для выполнениявспомогательных операций, обеспечивающих зачистку железнодорожных цистерн,резервуаров, трубопроводов, расфасовку, налив бочек и другой мелкой тары,внутрибазовые перекачки и т.п.

Примечание. Грузовые насосы при соответствующемобосновании могут быть использованы для вспомогательных операций.

 

6.4.2. Типнасосных агрегатов должен выбираться в зависимости от физико-химических икоррозионных свойств нефтепродукта, обеспечения выполнения норм слива-налива, атакже условий электроснабжения и класса взрывоопасной зоны.

6.4.3. Дляперекачки нефтепродуктов с вязкостью менее 300·10^-6 м²/спри температурах, указанных в приложении 2, следует использовать лопастные иобъемные насосы, с вязкостью более 300·10^-6 м²/с -объемные.

Примечания:

1. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязкихгорючих нефтепродуктов допускается применение электроприводных поршневыхнасосов при условии выполнения ими основных (грузовых) и вспомогательныхопераций.

2. Для перекачки легковоспламеняющихся и маловязкихгорючих нефтепродуктов, в условиях отсутствия электроэнергии, допускаетсяиспользование паровых поршневых насосов.

 

6.4.4. Выборнасосов для слива-налива железнодорожных цистерн следует производить исходя извесовой нормы маршрута или количества цистерн в одной подаче и расчетногонормативного времени операций слива-налива с учетом коэффициентанеравномерности загрузки насосов, равного 1,5.

6.4.5.Требуемый напор насосов должен определяться гидравлическим расчетом исходя изнеобходимости выполнения технологических операций в наиболее холодный периодгода.

6.4.6.Ограничение максимальной скорости налива легковоспламеняющихся и горючихжидкостей до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском частинефтепродукта во всасывающий трубопровод насоса. Доля перепускаемогонефтепродукта зависит от технической характеристики насосов и определяетсяисходя из условий автоматического поддержания постоянного давления в напорномтрубопроводе и коллекторах эстакады в процессе налива.

6.4.7. Производительностьнасосов, перекачивающих высоковязкие и застывающие нефтепродукты, следуетопределять с учетом нормативного времени налива, расчетного количестважелезнодорожных цистерн и необходимости обеспечения циркуляции наливаемогонефтепродукта в коллекторе эстакады в количестве 30% от требуемого объеманалива.

6.4.8. Впродуктовых насосных станциях агрегаты должны устанавливаться отдельнымигруппами (в соответствии с приложением 6), работающими по специально выделеннымтрубопроводам, а также должны быть снабжены централизованной системой сбораутечек нефтепродуктов, выведенной за пределы насосной.

6.4.9.Насосные агрегаты для перекачки легковоспламеняющихся и маловязких горючихнефтепродуктов должны устанавливаться на площадках под навесами в случае, еслиих конструктивное исполнение соответствует требованиям ГОСТ 15150-69 иинструкции по эксплуатации.

Насосныеагрегаты для перекачки высоковязких, обводненных или застывающихнефтепродуктов, устанавливаемые вне здания, следует оборудовать устройствами подогреваи, при необходимости, теплоизоляцией.

6.4.10Продуктовые насосные рекомендуется размещать в наиболее низких точках системытрубопроводов нефтебазы для улучшения условий всасывания нефтепродукта.

6.4.11. Зданияпродуктовых насосных станций должны быть оборудованы грузоподъемнымиустройствами, рассчитанными на подъем наиболее тяжелых деталей оборудования илинасосных агрегатов, расположенных на фундаментных плитах. Эти устройства посвоему исполнению должны соответствовать категории и группе взрывоопаснойсреды.

Оборудование,установленное на площадках открытых (или под навесом) продуктовых насосныхстанций, должно обслуживаться мобильными кранами.

6.4.12. Дляподъема и перемещения грузов до 0,5 т рекомендуется применять переносныетреноги или монорельсы с передвижными талями (ручными):

для грузовболее 0,5 до 2 т - монорельсы с передвижными электроталями;

для грузовболее 2 до 5 т - краны мостовые подвесные;

для грузовболее 5 т - краны мостовые подвесные и опорные.

6.4.13.Продуктовые насосные станции на нефтебазах I и II категорий следует оснащатьприборами автоматической защиты согласно ТУ насосных агрегатов и оборудованием,обеспечивающим работу станции без постоянного обслуживающего персонала.

 

7. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВАНЕФТЕПРОДУКТОВ

 

7.1.Коммерческие (учетно-расчетные) средства измерения, осуществляющие учет сточностью, соответствующей требованиям ГОСТ 26976-86, должны устанавливаться впунктах:

приеманефтепродуктов (по трубопроводам от НПЗ, по отводам от нефтепродуктопроводов),из железнодорожных цистерн, наливных судов и т.п.;

отгрузкинефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, наливные суда,нефтепродуктопроводы, тару и т.п.

Оперативные(контрольно-технологические) средства измерения устанавливаются в местах,необходимых для учета количества нефтепродуктов в оперативных целях и задач АСУТП.

Примечание. В случаях использования технических средствили систем управления приемом, хранением и отгрузкой нефтепродуктов, которыепозволяют производить коммерческий и оперативный учет количества нефтепродукта,отдельные средства измерения не предусматриваются.

 

7.2. Приорганизации системы коммерческого учета количества нефтепродукта следуетиспользовать метод прямого измерения (взвешивания). Допускается применениекосвенных методов определения массы (нетто) с использованием массовых илиобъемных счетчиков в комплекте с автоматическими плотномерами.

7.3. Учетнефтепродуктов при хранении должен осуществляться измерительными средствамиавтоматизированных систем без разгерметизации газового пространства резервуараи обеспечивать возможность измерения массы нефтепродукта и подтоварной воды.

7.4. Присливе-наливе железнодорожных цистерн на нефтебазах 1, 2 и 3 классоврекомендуется использовать железнодорожные весы с автоматической системойрегистрации массы нефтепродукта и оформлением отгрузочных документов.

Примечания:

1. Допускается на нефтебазах 3 класса автоматическоеоформление отгрузочных документов не производить.

2. Грузоподъемность железнодорожных и автомобильныхвесов должна обеспечивать возможность взвешивания цистерн максимальнойгрузоподъемности (брутто) для данного пункта.

 

7.5. В составекоммерческих узлов учета следует предусматривать:

измерительныелинии - рабочие и резервные;

стационарноеили передвижное образцовое средство для поверки турбинных счетчиков расхода -трубопоршневая установка (ТПУ);

приборы иустройства контроля за режимом работы узла учета;

устройстваконтроля, хранения, индикации и регистрации результатов измерения;

вспомогательноеоборудование - фильтры, запорная арматура, изготовленная по первому классугерметичности, и т.п.

Узлыоперативного измерения и учета следует оснащать контрольными измерительнымилиниями (счетчиками).

7.6.Типоразмеры счетчиков расхода и число рабочих измерительных линий должныопределяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне от30 до 100% производительности насосов. При сливе-наливе наливных (морских,речных) судов счетчики должны работать в диапазоне от 10 до 100%производительности насосов.

7.7. Дляизмерения каждого потока нефтепродукта рекомендуется устанавливать не болеечетырех счетчиков, оснащенных байпасной линией.

Числорезервных измерительных линий должно приниматься не менее 50% от числа рабочихизмерительных линий, а общее их количество не должно быть более 10.

7.8.Трубопроводы измерительных линий и счетчики должны быть одного диаметра и иметьдо и после счетчика специальные струевыпрямители. При отсутствииструевыпрямителей должны предусматриваться прямые участки трубы длиной не менее15 диаметров условного прохода счетчика до счетчика и не менее 5 диаметров -после счетчика.

7.9. Припроектировании узла измерения и учета количества нефтепродуктов давление навыходе должно приниматься не менее 0,3 МПа при всех режимах работы узлаизмерения.

 

8. ПОДОГРЕВНЕФТЕПРОДУКТОВ

 

8.1. Подогреввысоковязких и легкозастывающих нефтепродуктов следует производить дотемпературы, обеспечивающей его кинематическую вязкость не более 600·10^-6м²/с, с учетом физико-химических свойств и длительности хранениянефтепродуктов.

8.2. Вкачестве теплоносителя следует использовать водяной насыщенный пар илиперегретую воду. При этом, в случаях попадания теплоносителя в нефтепродукт, недолжно происходить снижение его качества. При отсутствии указанныхтеплоносителей 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 превышать90 °С, а для масел - 60 °С.

Температураподогрева должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродукта в закрытомтигле не менее чем на 25 °С.

Температуранефтепродукта при отстое должна быть выше температуры, рекомендуемой дляперекачки, на 20 ... 25 °С (приложение 2).

8.4. Приподогреве нефтепродукта с помощью стационарных пароподогревателей давлениенасыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

Обогревпароспутниками технологических трубопроводов, в которых температура перекачиваемогонефтепродукта не превышает 60 °С, следует производить, как правило, перегретойводой с температурой 150 °С, а высоковязких и легкозастывающих - насыщеннымпаром давлением до 1,3 МПа.

Прииспользовании электроподогрева электроподогреватели должны иметьвзрывобезопасное исполнение и автоматически отключаться при достижениинефтепродуктом предельно допустимых температуры или уровня.

8.5. Подогревнефтепродуктов в резервуарах должен осуществляться стационарнымиподогревателями или устройствами циркуляционного подогрева, использующими вкачестве теплоносителя насыщенный пар или перегретую воду.

8.6. Основныепоказатели тепловых расчетов процесса подогрева нефтепродуктов в наземныхтиповых резервуарах с тепловой изоляцией с использованием в качестветеплоносителя насыщенного пара давлением 0,4 МПа справочно приведены вприложении 7.

8.7. Врезервуарах, предназначенных для отпуска вязких нефтепродуктов в автоцистерны,одиночные железнодорожные цистерны или бочки, наряду с основнымиподогревателями следует предусмотреть устройства с местным порционнымподогревом в камерах объемом, равным суточной или односменной реализациинефтепродукта.

8.8. Для сливавязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн должен применятьсяциркуляционный способ подогрева с установкой стационарных теплообменников запределами железнодорожной эстакады.

На нефтебазах4-5 классов допускается производить разогрев нефтепродукта с помощью переносныхпаровых или электрических подогревателей, а также подогревателей другихконструкций, отвечающих требованиям пожарной безопасности.

8.9. Нажелезнодорожных эстакадах при разогреве нефтепродуктов в цистернах с помощьюпереносных подогревателей должен предусматриваться коллектор насыщенного пара сотводом к каждой цистерне и обязательной установкой запорной арматуры.Прокладка паропроводов и конденсатопроводов должна отвечать требованиям СНиП2.04.07-86.

8.10.Конденсат от переносных и стационарных подогревателей необходимо возвращать всеть внутрибазовых конденсатопроводов.

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

8.11. В случаеиспользования электрических подогревателей разогрев вязких нефтепродуктов приоперациях приема, хранения, отпуска и подогрева трубопроводов следуетпредусматривать комплексным в соответствии с "Рекомендациями покомплексному электроподогреву вязких нефтепродуктов на нефтебазах". Приэтом следует предусматривать терморегулирование системы подогрева.

8.12. Нанефтебазах, использующих для технологических нужд насыщенный водяной пар, вкачестве источника тепла для горячего водоснабжения, нагревания воздухаприточных систем вентиляции, смыва технологических площадок следуетпредусматривать перегретый конденсат, при этом сглаживание неравномерностипотребления горячей воды необходимо осуществлять за счет установкибаков-аккумуляторов.

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

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

 

9. ОТРАБОТАННЫЕНЕФТЕПРОДУКТЫ (МАСЛА)

 

9.1.Технология приема и отгрузки.

9.1.1. Приемотработанных нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 21046-86 долженпроизводиться отдельно по группам: моторные масла (ММО), индустриальные (МИО) исмесей отработанных нефтепродуктов (СНО), для чего на нефтебазах должны бытьорганизованы приемные пункты, располагаемые в зоне операций по отгрузкенефтепродуктов автомобильным транспортом и в таре.

Приемныепункты оборудуются емкостями, камерами для разогрева бочек, насосной станцией,наливным устройством, а также грузовой платформой для накопления бочек сосредствами механизации разгрузочных работ.

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

 

9.1.2. Вновьпринимаемые обводненные индустриальные масла должны проходить обработку вотдельном резервуаре с подогревом в целях разрушения эмульсии и выделенияизбытка воды.

9.1.3.Пропускная способность камеры для разогрева бочек и размеры грузовой платформыдолжны обеспечивать прием не менее максимального суточного поступленияотработанных нефтепродуктов в бочках.

9.1.4.Приемные емкости каждой группы отработанных нефтепродуктов, а присоответствующем обосновании и отдельных марок отработанных масел, из числауказанных в группах, должны быть отдельными.

9.1.5.Вместимость резервуаров для отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО должнаопределяться по норме сбора (в процентах от максимальной месячной реализациисвежих масел), равной 35% и 50% соответственно.

Вместимостьрезервуаров для группы СНО следует определять исходя из фактически достигнутогоуровня сбора за прошедшие 2-3 года и с учетом перспективы.

Вместимостьрезервуаров нефтебаз с сезонной отгрузкой отработанных нефтепродуктов следуетопределять исходя из сезонного поступления.

Примечание. Для нефтебаз с поступлением отработанныхнефтепродуктов менее 10 т в год по каждой группе допускается прием, хранение иотгрузку производить бочками.

 

9.1.6. Дляотработанных нефтепродуктов следует предусматривать установку горизонтальныхрезервуаров единичной вместимостью, как правило, не более 75 м³ вколичестве не менее двух для каждой группы.

Примечание. На нефтебазах, где производится очистка ирегенерация отработанных нефтепродуктов, следует устанавливать отдельныерезервуары для каждой марки.

 

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

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

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

9.1.9. Присливо-наливных операциях температура отработанного нефтепродукта должна бытьниже температуры вспышки его паров не менее чем на 15 °С.

9.1.10.Разогрев отработанных нефтепродуктов, поступающих в бочках, допускаетсяпроизводить открытым паром с давлением не выше 0,05-0,1 МПа при условииобеспечения безопасности работ.

9.2. Очистка ирегенерация

9.2.1. Очисткуи регенерацию отработанных нефтепродуктов группы ММО и МИО следуетпредусматривать на нефтебазах при условии, если поступление отработанныхнефтепродуктов будет обеспечивать годовую загрузку регенерационных установок неменее чем на 80% от их номинальной производительности.

9.2.2.Расходные емкости для топлива огневых печей должны быть рассчитаны на суточнуюпотребность, но не более 5 м³ для хранения мазута и не более 1 м³для легкого нефтяного топлива.

9.2.3.Перекачка отработанных и регенерированных масел должна осуществлятьсяотдельными насосами.

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

Качественную иколичественную характеристику отходов регенерационных установок следуетпринимать в зависимости от выбранных схемы и метода регенерации масел.

 

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПООХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

 

10.1.Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическимипроцессами, являющимися источниками выделения в окружающую природную средувредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной(далее СЗЗ). Размер СЗЗ определяется в целом по предприятию на основе расчетовконцентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов ватмосферу от каждого источника выбросов с учетом среднегодовой розы ветров исуществующего фонового уровня загрязнений атмосферного воздуха и при этомконцентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышатьпредельно допустимых концентраций. Граница СЗЗ по территории предприятияустанавливается соответствующими нормативными документами ГоскомсанэпиднадзораРоссии. Санитарно-защитная зона или какая-либо ее часть не могутрассматриваться как резервная территория для расширения предприятия.

10.2. Всоставе предпроектной (проектной) документации (материалы выбора местаразмещения, ТЭО и проекты строительства, реконструкции и техническогоперевооружения) нефтебаз обязательна разработка экологического обоснования сцелью предотвращения или снижения вредного воздействия на окружающую природнуюсреду при строительстве, расширении, реконструкции, техническом перевооруженииобъекта путем всестороннего комплексного рассмотрения всех потерь ипреимуществ, связанных с реализацией намечаемой деятельности. Объем и составэкологического обоснования в предпроектных (проектных) материалах определяетсятребованиями "Руководства по экологической экспертизе предпроектной ипроектной документации".

10.3. Комплексприродоохранных мероприятий и полная компенсация природной среде за наносимыйвред определяются в результате проведения оценки воздействия на окружающуюприродную среду.

10.4.Компенсация за наносимый вред природной среде должна производиться поустановленным нормативам платежей за пользование природными ресурсами, выбросыи сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов.

10.5.Установление предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ, выбрасываемыхв атмосферу объектами и сооружениями нефтебаз на разных стадиях проектированияпроизводится в соответствии с требованиями раздела 3.2 "Методикинормирования выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятияхГоскомнефтепродукта РСФСР".

10.6. Дляохраны атмосферного воздуха от загрязнения углеводородами следуетпредусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке,приеме и отпуске, выбор которых определяется расчетом.

10.7.Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химводоочистки и т.п.) следуетобеззараживать и утилизировать. Выбор технического решения следует принимать сучетом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только тевиды отходов, на которые представлены убедительные доказательства отсутствиятехнологий по их переработке.

Качественнуюхарактеристику отходов, образующихся от зачистки резервуаров следует принимать:

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

Удельныйрасход зачистных вод от резервуаров следует принимать 0,6-0,4 м³ на1000 т грузооборота.

Составнефтешламов, образующихся на очистных сооружениях, характеризуется следующимипоказателями: плотность 1,01 т/м³, содержание воды 63 + 30%,содержание механических примесей 30 ... 40%, нефтепродукты 7 ... 30%.   

10.8. Впроектах следует предусматривать мероприятия (обвалования, водонепроницаемыепокрытия, планировка и т.п.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива,аварии технологических сооружений и трубопроводов. Сброс нефтепродуктов приавариях в производственную канализацию не допускается.

10.9. Наливныеустройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителями длясбора нефтепродукта, сливаемого из этих устройств после окончания операцийналива.

10.10. Впроектах на строительство нефтебаз, при соответствующем обосновании, следуетпредусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосовпродуктовой насосной станции) и повторное использование очищенных сточных водна мытье площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытьерезервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных сточных вод длявышеуказанных целей должно соответствовать по содержанию нефтепродуктов - 20мг/л, взвешенным веществам - 20 мг/л, БПКпол - 15-20, рН - 7-8.

Укрупненныенормы водопотребления и водоотведения на 1000 т грузооборота нефтебазыприведены в таблице 11.

 

Таблица11

 

	Среднегодовой расход воды, м3			Среднегодовой расход стоков, м3
Предприятие		В том числе			В том числе
	Всего	Для питьевых нужд	Для производ- ственных нужд	Всего	Производ- ственные	Бытовые	Безвоз- врат. 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 на1000 т грузооборота нефтебазы.

 

10.11. Наводных (морских, речных) нефтебазах должно быть исключено попаданиенефтепродуктов в водные объекты. Для ликвидации возможного аварийного попаданиянефтепродуктов в водные объекты должны быть предусмотрены улавливающиеустройства (боновые заграждения, плавучие нефтемусоросборщики) по локализации исбору нефтепродуктов с поверхности воды.

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

10.13. Длязащиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационныеэкраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территории нефтебаз, гдепроводятся операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин попериметру территории нефтебазы.

 

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ,КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

 

11.1. Объем иуровень автоматизации технологических процессов, а также потребность всредствах автоматизации следует определять, руководствуясь рекомендациями,изложенными в приложении 11. При этом должны обеспечиваться:

контроль иуправление технологическими процессами приема, хранения и отгрузки;

количественныйучет нефтепродуктов как по резервуарной емкости, так и с помощью поточныхизмерительных систем;

безопаснаяэксплуатация технологического оборудования и сооружений, своевременноеобнаружение возникших аварий и создание условий для их локализации;

пожарнаябезопасность и защита окружающей среды.

11.2. Системауправления и контроля технологическими процессами нефтебазы должнаосуществляться централизованно из одного пункта - операторной илидиспетчерской.

 

12. СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ

 

12.1. Дляоперативного управления производством на нефтебазах должны предусматриваться:

городскаятелефонная автоматическая связь;

местнаятелефонная автоматическая связь;

диспетчерскаясвязь;

распорядительно-поисковаясвязь;

радиофикация;

пожарнаясигнализация.

В соответствиис действующими нормами или техническим заданием Заказчика на нефтебазахпредусматриваются:

охраннаясигнализация;

электрочасификация.

При соответствующемобосновании 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 посливу-наливу), а также прямую телефонную (радиотелефонную) связь с ближайшейпожарной частью населенного пункта или центральным пунктом пожарной связи.

12.3. Длясвязи абонентов нефтебазы между собой должна предусматриваться установкаместной автоматической телефонной станции или автоматического коммутатора.Емкость местной автоматической станции или тип коммутатора и количествоустанавливаемых телефонов АТС определяется проектом.

12.4. Длядирекции нефтебазы рекомендуется предусматривать телефонную и громкоговорящуюсвязь с необходимыми абонентами, а также возможность одновременного подключениянескольких абонентов для ведения совещаний.

12.5. Сетьдиспетчерской связи должна обеспечивать:

двухстороннюютелефонную связь с любого рабочего места;

громкоговорящуюсвязь;

двухстороннюютелефонную связь с абонентами ГАТС;

возможностьгруппового подключения нескольких абонентов для ведения совещаний.

12.6. Всеадминистративно-технические службы и участки приема и отпуска нефтепродуктов нанефтебазах 1, 2 классов должны быть оборудованы двухсторонней громкоговорящейсвязью, обеспечивающей переговоры между наливщиками, машинистом и оператором.

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

Оборудованиесвязи должно соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей согласноПУЭ-85 или вынесено за пределы взрывоопасной зоны.

12.8. Приподключении нефтебазы к нефтепродуктопроводу связь диспетчера (оператора)нефтебазы с диспетчером нефтепродуктопровода должна предусматриваться согласноВНТПЗ-90.

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

12.10. Впомещениях продуктовых насосных станций, узлов задвижек, складских помещенияхдля нефтепродуктов в таре, разливочных, расфасовочных, канализационных насосныхстанциях производственных стоков необходимо устанавливать сигнализаторыдовзрывных концентраций паров нефтепродуктов (СДК) из расчета не менее одногоСДК на 100 м² площади помещения.

СигнализаторыСДК в помещениях следует устанавливать в зависимости от плотности паровнефтепродукта с учетом поправки на температуру воздуха, но не выше 0,5 м надполом.

12.11.Сигнализаторы СДК должны обеспечивать подачу предупреждающих светового извукового сигналов при концентрации паров нефтепродуктов 20% и аварийных - при50% от нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ).

12.12. Впродуктовых насосных станциях с периодической работой допускается применятьавтоматические газовые переключатели для попеременной подачи проб воздуха отнескольких точек к одному СДК. При этом периодичность анализа каждой точкиотбора пробы не должна превышать 10 мин.

12.13. Впроизводственных помещениях автоматическое включение аварийной и периодическидействующей вытяжной вентиляции должно осуществляться при подачепредупреждающего сигнала от СДК.

12.14. Впомещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала предупреждающий иаварийный сигналы должны подаваться по месту установки СДК и на выходе изпомещения, в помещениях с периодическим пребыванием - у входа в помещение.Допускается подавать общий звуковой сигнал на все помещение.

12.15.Проектирование пожарной сигнализации следует выполнять в соответствии стребованиями СНиП 2.11.03-93, СНиП 2.04.09-84.

12.16. Ручныеизвещатели пожарной сигнализации, устанавливаемые в пределах взрывоопасных зон,следует проектировать с учетом требований гл.7.3 ПУЭ-85.

Ручныеизвещатели, не имеющие взрывозащиты, следует размещать вне взрывоопасных зон,на расстоянии:

более 20 м отмест открытого слива или налива ЛВЖ;

более 8 м отрезервуаров с ЛВЖ;

более 3 м отзакрытого технологического оборудования, содержащего ЛВЖ;

1 м от дверныхи оконных проемов за наружными стенами помещений со взрывоопасными зонами.

Монтажизвещателей пожарной сигнализации следует вести в соответствии с ВСН25-09.68-85.

12.17. Нанефтебазах 1 класса при соответствующем обосновании рекомендуетсяпредусматривать промышленное телевидение, а также охранную сигнализацию.

12.18. Связь исигнализацию причальных сооружений следует проектировать по ведомственнымнормам противопожарной защиты ВСН 12-87, утвержденных б.Минморфлотом СССР.

 

13. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯЗАЩИТА

 

13.1.Электрохимическая защита подземных металлических сооружений от коррозии должнасоответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89.

13.2. Выборпринципиальных и схемных решений, а также расчеты параметров электрохимическойзащиты рекомендуется производить с использованием действующейнормативно-технической документации по электрохимической защите площадочныхсооружений (компрессорных станций, промыслов и т.п.) или "Инструкции позащите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".

13.3. Длякатодной поляризации подземных сооружений следует использовать серийныепреобразователи для катодной защиты, в том числе многоканальные, а такжепротекторы различных типов, в том числе ленточные. Для защиты от электрическойкоррозии следует использовать дренажные установки и поляризованные протекторыпо ГОСТ 16149-70.

13.4.Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн и резервуарные парки,расположенные в зоне влияния электрифицированных железных дорог следуетпроектировать с учетом требований, изложенных в "Указаниях попроектированию защиты от искрообразований на сооружениях слегковоспламеняющимися и горючими жидкостями при электрификации железныхдорог". При этом принимаемые решения не должны снижать эффективностьзащиты от электрической коррозии.

13.5. Впроекте должны быть предусмотрены меры по сокращению прямых электрическихсвязей катодно поляризуемых сооружений с защитными заземлениямитехнологического оборудования или выполнение таких заземлений из протекторов.При этом должны быть выполнены требования, изложенные в п.п.13.6, 13.7 или13.8.

Допускаетсяэлектрохимическая защита подземных сооружений без применения указанныхмероприятий при условии, если расчетный ток катодной защиты будет принят скоэффициентом не менее 5 против варианта с исключенным влиянием защитныхзаземлений.

13.6. Дляэлектрической изоляции подземных трубопроводов от заземленного оборудования иконструкций следует использовать изолирующие фланцы, выполненные по ГОСТ25660-83. При этом изолирующие фланцы должны располагаться вне взрывоопасныхзон или шунтироваться взрывобезопасными низковольтными искровыми разрядниками.Импульсное напряжение срабатывания не должно превышать 50% от эффективногонапряжения пробоя изолирующего фланца на частоте 50 Герц.

13.7. Взаземляющие проводники нейтралей трансформаторных подстанций должны бытьвстроены диодные группы из кремниевых вентилей, включенныхвстречно-параллельно, обеспечивающие сохранение защитного потенциала назаземленных (зануленных) сооружениях при свободном пропуске токов короткогозамыкания. При этом каждое плечо (направление) диодной группы должно иметь неменее двух вентилей, устойчивых к расчетному току однофазного короткогозамыкания в данной цепи.

Электрическиеконтактные соединения диодных групп при включении их в заземляющие цепи должнысоответствовать классу 2 по ГОСТ 10434-82.

13.8. Литыепротекторы могут быть использованы в качестве электродов заземления, если ониудовлетворяют требованиям ПУЭ, предъявляемым к заземлителям и заземляющимпроводникам.

13.9.Расчетная величина мощности катодной станции по постоянному току для 10-летнегосрока эксплуатации не должна превышать 60% номинальной мощности катоднойстанции. При этом расчетная величина напряжения на выходе станции не должнапревышать 75% величины выбранного предела (диапазона) напряжения СКЗ.

13.10.Электрохимическая защита объектов нефтебазы должна выполняться с использованиемкабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой. Допускается совместная прокладкакабелей электрохимзащиты с кабельными линиями других назначений в общихканалах, лотках или траншеях.

13.11. Дляопределения сечения кабелей электрохимзащиты максимальную величину токаустановки катодной защиты следует принимать на 20% больше расчетной величинытока, а плотности тока для кабеля АВВГ - 0,66 не должны превышать 0,4 А/мм².

Контрольныепроводники должны иметь сечение не менее 10 мм² по алюминию.

13.12.Контрольно-измерительные пункты для измерения защитных потенциалов должны бытьустановлены в точках дренажа, в местах изменения направления или пересечениязащищаемых трубопроводов, в местах сближения защищаемых трубопроводов ссосредоточенными анодными заземлениями, в четырех диаметрально противоположныхточках внешней поверхности подземных резервуаров. Расстояние между соседнимиконтрольно-измерительными пунктами не должно превышать 50 м.

Допускается непредусматривать контрольно-измерительные пункты (кроме точек дренажа установоккатодной защиты), если обеспечен электрический контакт с сооружением в заданнойточке.

 

14. ЛАБОРАТОРИИ

 

14.1. Дляобеспечения контроля качества нефтепродуктов, поступающих, хранящихся иотгружаемых с нефтебаз, а также для определения содержания нефтепродуктов всточных водах на нефтебазах 1...4 классов, должны быть предусмотренылаборатории.

14.2. Переченьпоказателей качества нефтепродуктов, контролируемых при приемо-сдаточных,контрольных, полных и арбитражных анализах и примерный расход времени на ихпроведение приведены в приложениях 8 и 9.

14.3.Лаборатории должны оснащаться оборудованием и приборами:

на нефтебазах1 и 2 классов для проведения приемо-сдаточных, контрольных и полных анализов вобъеме требований ГОСТ и ТУ, а также арбитражных анализов в соответствии с"Временной инструкцией по контролю качества нефтепродуктов в системеГоскомнефтепродукта РСФСР" и изменением № 1;

на нефтебазах3 класса для проведения приемо-сдаточных, контрольных анализов и анализовотработанных масел;

на нефтебазах4 класса - для проведения приемо-сдаточных анализов и анализа отработанныхмасел.

На нефтебазах5 класса необходимо иметь приборы для замера параметров, связанных сопределением поступившего и отгруженного количества нефтепродуктов.

14.4.Оборудование и приборы для проведения анализов, а также необходимые размерыпомещений лаборатории следует определять исходя из грузооборота нефтебазы,номенклатуры нефтепродуктов, количества резервуаров, видов технологическихопераций и числа анализов.

14.5. Какправило, на нефтебазах 1, 2 и 3 классов в составе лабораторий следуетпредусматривать комнату анализов, весовую, моечную, склад проб, а такжепомещение моторных испытаний топлив.

Примечание. На нефтебазах 3 класса помещение моторныхиспытаний топлив не предусматривается.

 

14.6. В составработ лабораторий включаются наблюдения за состоянием природной среды в зоневоздействия нефтебазы - производственно-экологический мониторинг, необходимостьпроведения которых обусловлена требованиями Закона РФ "Об охранеокружающей природной среды", статья 71.

 

15. ТРЕБОВАНИЯ КСИСТЕМАМ КАНАЛИЗАЦИИ

 

15.1. Натерритории нефтебаз следует предусматривать производственно-дождевуюканализацию для приема:

производственныхсточных вод от систем охлаждения насосов продуктовых насосных станций,лабораторий, смыва площадок со сливо-наливными устройствами, полов впродуктовых насосных станциях и др.;

подтоварныхвод из резервуаров;

дождевых италых вод с открытых площадок для сливо-наливных устройств, обвалованнойплощадки резервуарного парка и других мест, где эти воды могут быть загрязненынефтепродуктами;

воды отохлаждения резервуаров при пожаре.

15.2. Сточныеводы от сооружений и объектов нефтебазы, связанных с операциями сэтилированными бензинами, содержащие тетраэтилсвинец (ТЭС), могут удалятьсяотдельной системой канализации на очистные сооружения, предназначенные дляочистки и обезвреживания этих вод, или сбрасываться в сетьпроизводственно-дождевой канализации нефтебазы с очисткой общего стока дотребуемых норм.

Отдельнуюсистему канализации для стоков с содержанием ТЭС предусматривать не следует:

при сбросеочищенных сточных вод нефтебазы на пруды-испарители;

при расчетномсредне-суточном количестве производственных дождевых вод до 120 м³/сут;     

стоки с ТЭСсоставляют 2/3 и более общего расхода и доочистка их предусмотрена на прудахдлительного отстаивания или на озонаторных установках. При большемсредне-суточном количестве производственно-дождевых сточных вод возможностьпроведения очистки этих стоков по единой технологической схеме, без выделенияотдельной системы канализации сточных вод, содержащих ТЭС, решается проектом наосновании технико-экономического сравнения вариантов в зависимости от выбранныхметодов доочистки с обеспечением требуемой степени очистки.

Если наличиеТЭС затрудняет или исключает очистку общего стока до требуемых норм, следуетпредусматривать для стоков, содержащих ТЭС, отдельную систему канализации. Вэтом случае сброс этих вод в систему производственно-дождевой канализациинефтебазы допускается после полного обезвреживания их от ТЭС.

15.3.Концентрацию загрязнений в производственных сточных водах нефтебаз следуетпринимать по таблице 12.

 

Таблица12

 

	Концентрация загрязнений, мг/л
Вид сточных вод	взвешенных веществ	нефтепродуктов	БПК полн.
Сточные воды от смыва площадок для сливо-наливных устройств и другого технологического оборудования, дождевые воды с этих площадок, производственные сточные воды из зданий продуктовых насосных станций, разливочных, лабораторий и др.	600	700-1000	200
Подтоварные воды из резервуаров для нефтепродуктов	20	1000-2000	60
Сточные воды от мытья бочек из-под нефтепродуктов, балластные воды танкеров	50	5000	200
Дождевые воды с обвалованной площадки резервуарного парка, открытого тарного хранения	300	20	8

 

15.4. Бытовыесточные воды в количестве не более 5 м³/сут, очищенные на местныхочистных сооружениях, при отсутствии бытовой канализации допускается отводить впроизводственно-дождевую канализацию.

15.5. Сточныеводы от очистки резервуаров для нефтепродуктов не допускается сбрасывать в сетьканализации.

Эти воды, атакже размытый в резервуарах для хранения нефтепродуктов нефтешлам, должныотводиться по трубопроводам со сборно-разборными соединениями вшламонакопители. Отстоявшаяся вода в шламонакопителях должна отводиться сетьюпроизводственно-дождевой или производственной канализации на очистныесооружения нефтебазы.

15.6.Прокладка самотечных сетей производственной канализации внутри обвалованнойтерритории резервуарного парка должна быть подземной, закрытой. В смотровыхколодцах вместо лотковой части должны применяться тройники-ревизии.

Для дождевойканализации допускается устройство лотков, перекрытых съемными плитами ирешетками. Сброс подтоварных вод от резервуаров в сеть производственнойканализации, прокладываемой внутри обвалованной территории, долженпредусматриваться с разрывом струи.

Дождеприемникина обвалованной площадке резервуарного парка должны быть оборудованы запорнымиустройствами (хлопушками, задвижками и др.), приводимыми в действие сограждающего вала или из мест, находящихся за пределами внешнего ограждения(обвалования) парка, позволяющими направлять загрязненные воды в нормальныхусловиях в систему производственно-дождевой канализации, а при наличии утечекили аварии - в технологические аварийные сборники, входящие в состав нефтебазы.

15.7. Вколодцах на самотечной сети производственной или производственно-дождевойканализации следует предусматривать устройство гидравлических затворов:

намагистральной сети канализации через 400 м;

на всехвыпусках из зданий и сооружений;

на выпусках отдождеприемников, расположенных на обвалованной площадке резервуарного парка -за пределами обвалования (ограждающей стены);

на выпусках отдождеприемников, расположенных на площадках сливо-наливных устройств;

на самотечнойсети до и после нефтеловушки.

Высота столбажидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 м.

15.8.Пропускная способность сети и сооружений производственно-дождевой канализациидолжна быть рассчитана на прием сточных вод от производственных зданий исооружений и наибольший из следующих расчетных расходов:

подтоварныхвод от одного наибольшего резервуара;

дождевых вод соткрытых площадок сливо-наливных устройств;

дождевых вод собвалованной площадки резервуарного парка при регулируемом сбросе.

Расчетныйрасход дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка или воды отохлаждения резервуаров во время пожара определяется при регулируемом сбросеисходя из условия отведения этих вод с обвалованной площадки парка в течение 48ч.

15.9. Сборуловленных нефтепродуктов от всех сооружений производственной ипроизводственно-дождевой канализации (нефтеловушек, резервуаров-отстойников,флотационных установок и др.) следует предусматривать в отдельный резервуаробъемом не менее 5 м³.

15.10.Наземные резервуары, предназначенные для регулирования количества сточных вод,поступающих на очистные сооружения нефтебазы, и обезвоживания уловленных наочистных сооружениях нефтепродуктов, следует оснащать оборудованием всоответствии с пунктом 4.3.8. Указанные резервуары допускается не оборудоватьстационарными пеногенераторами, если их объем не превышает 1000 м³.

15.11.Насосные станции для перекачки уловленных нефтепродуктов следует проектироватьпо нормам проектирования продуктовых насосных станций нефтебазы.

15.12.Оборудование канализационных насосных станций следует принимать в соответствиис расходами сточных вод и принятой схемы очистки.

 

16. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ,ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

 

16.1.Теплоснабжение, отопление и вентиляцию зданий и сооружений нефтебаз следуетпроектировать в соответствии с нормами по проектированию тепловых сетей,котельных установок, горячего водоснабжения, отопления, вентиляции икондиционирования воздуха и нормами настоящего раздела.

16.2. Длянефтебаз следует предусматривать централизованное теплоснабжение (от тепловыхсетей) или, при соответствующем обосновании, от собственной котельной.

16.3. Дляотопления и вентиляции зданий и сооружений в качестве теплоносителя, какправило, следует применять горячую воду с температурой не более 150 °С.

При наличии нанефтебазе технологических потребителей допускается только для производственных зданийи сооружений применение пара с температурой не более 130 °С.

16.4.Необходимый воздухообмен в производственных зданиях и помещениях нефтебаздолжен рассчитываться по количеству выделяющихся вредных веществ, тепла и влагисогласно требованиям СНиП 2.04.05-91.

Приневозможности установить количество вредных выделений допускается приниматькратность воздухообмена в зданиях и помещениях в соответствии с таблицей 13.

 

Таблица13

 

	Кратность в оздухообмена в 1 ч		Увеличение кратности
Здания, помещения	при отсутствии сернистых соединений	при наличии сернистых соединений	воздухообмена при температуре нефтепродукта выше 80 °С
1. Продуктовые насосные станции, разливочные, расфасовочные, канализационные насосные неочищенных производственных стоков, помещения (камеры) узлов задвижек при работе с нефтепродуктами:
бензин неэтилированный	6	6,8	-
бензин этилированный	13,5	13,5	-
керосин, реактивное топливо для реактивных двигателей	5	7	-
дизельное, моторное топливо, мазут, битум	3	7	1,5
смазочные масла (при отсутствии растворителей)	3,5	5,5	1,5
отработанные нефтепродукты	12	12	-
предварительно очищенные от нефтепродукта сточные воды (независимо от их вида)	5	5	-
2. Хранилища легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в таре, склады проб	2	2	-
3. Лаборатории (все виды работ производятся в лабораторных шкафах) в том числе:
помещения для анализов, моечные, весовые	3	-	-

 

Примечания:

1. В складских неотапливаемых помещениях длянефтепродуктов (независимо от вида) в таре следует принимать не менееоднократного воздухообмена в час.

2. При определении количества воздуха для вентиляции пократности воздухообмена следует принимать высоту помещений равной 6 м(независимо от фактической).

 

16.5.Вентиляцию в зданиях, сооружениях и помещениях нефтебаз принимать всоответствии с таблицей 14.

 

Таблица14

 

	Вентиляция
Здания, сооружения  и помещения	вытяжная	приточная
1	2	3
1. Помещения для насосов продуктовых насосных станций при объеме каждого помещения более 300 м3, помещения разливочных, расфасовочных и раздаточных, помещения для насосов продуктовых насосных станций при объеме каждого помещения 300 м3 и менее с постоянным пребыванием обслуживающего персонала, помещения для насосов в зданиях канализационных насосных станций для перекачки производственных сточных вод (с нефтью и нефтепродуктами) и приемные резервуары этих сточных вод с постоянным пребыванием обслуживающего персонала	Местные отсосы от сальников насосов при перекачке этилированного бензина, естественная из верхней зоны в объеме 1/3 и механическая из нижней зоны в объеме 2/3 удаляемого воздуха, аварийная вентиляция (в помещениях категорий А, Б)	Механическая
2. Помещения для насосов продуктовых насосных станций при объеме каждого помещения 300 м3 и менее, помещения для узлов задвижек продуктовых насосных станций и другого технологического оборудования, для насосов канализационных насосных станций для перекачки производственных сточных вод (с нефтью и нефтепродуктами) и приемные резервуары этих вод (с кратковременным пребыванием обслуживающего персонала)	Естественная из верхней зоны в объеме 1/3 и механическая из нижней зоны в объеме 2/3 удаляемого воздуха (периодического действия)	Естественная
3. Складские неотапливаемые помещения для нефтепродуктов в таре	Естественная (с дефлектором)	Естественная
4. Помещения лаборатории для анализов нефтепродуктов	Механическая-общеобменная из расчета трехкратного воздухообмена в час и местные отсосы	Механическая
5. Помещения для электродвигателей, распределительных пунктов, электроаппаратуры, щитов сигнализации и автоматики и других помещений электроустановок (смежные с помещениями с взрывопожароопасными производствами)	В соответствии с ПУЭ	В соответствии с ПУЭ
6. Помещения узлов связи (все помещения, включая аккумуляторные)	В соответствии с ведомственными нормами технологического проектирования проводных и почтовых средств связи на производственные и вспомогательные здания, утвержденными в установленном порядке.

 

Примечание. Объем удаляемого воздуха из помещенийлаборатории должен превышать на 10% объем приточного воздуха.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ1

 

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

Предприятие по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаза)	Самостоятельное предприятие по обеспечению приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов с резервуарным парком и комплексом зданий, сооружений и инженерных коммуникаций производственного и вспомогательного назначения
Перевалочное (перевалочно-распределительное) предприятие по обеспечению нефтепродуктами (перевалочная нефтебаза)	Предприятие, являющееся промежуточным звеном по приему, хранению и отгрузке нефтепродуктов между районами производства и районами потребления и предназначенное для приема сравнительно больших партий нефтепродуктов с одного вида транспорта ( железнодорожный, трубопроводный, речной, морской) и отгрузки нефтепродуктов этим или другими видами транспорта более мелкими партиями на распределительные предприятия
Распределительное предприятие по обеспечению нефтепродуктами (распределительная нефтебаза)	Предприятие, предназначенное для приема, хранения и распределения нефтепродуктов в территориально-ограниченном районе обслуживания. Получает нефтепродукты всеми видами транспорта, а отгружает, в основном, автомобильным и в таре
График поступления и отгрузки	Графическое совмещение месячных объемов поступления на нефтебазу и отгрузки с нее каждого сорта нефтепродукта по фактическим данным за последние несколько лет
Норма запаса нефтепродукта	Объем нефтепродукта, создаваемый на нефтебазе для бесперебойного снабжения потребителей в течение расчетного периода. С учетом коэффициента использования емкости резервуаров является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка (резервуара)
Текущий запас нефтепродуктов	Количество нефтепродуктов, необходимое для бесперебойного обеспечения потребителей в расчетный период между очередными поставками в условиях неравномерности поставок и потребления
Страховой запас нефтепродуктов	Дополнительный запас нефтепродуктов в процентах от текущего запаса, учитывающий колебания фактического потребления нефтепродуктов и гарантирующий обеспеченность нефтепродуктами в непредвиденных случаях
Транспортный цикл поставок нефтепродуктов	Время пробега цистерн в порожнем и груженом состоянии в сутках, затраченное на выполнение всего цикла операций одной и той же цистерной между двумя последовательными погрузками (наливом)
Открытая продуктовая насосная станция	Группа насосов, имеющая в своем составе более трех агрегатов и расположенная вне помещений. При количестве агрегатов три и менее группу следует рассматривать, как отдельно стоящие насосы
Фронт слива или налива нефтепродуктов	Сливо-наливные устройства и сооружения в совокупности с железнодорожными путями
Тип нефтепродукта	Совокупность нефтепродуктов одинакового функционального назначения (топливо, масло, смазка, битум)
Группа нефтепродуктов	Совокупность нефтепродуктов, входящих в один тип, имеющих сходные свойства и область применения (бензин, дизельное топливо, печное топливо, керосин, топливо для реактивных двигателей и др.)
Подгруппа нефтепродуктов	Совокупность нефтепродуктов, входящих в одну группу и имеющих сходные показатели качества и условия применения (бензин автомобильный, бензин авиационный, дизельное топливо для быстроходных дизелей и судовых газовых турбин, дизельное топливо для автотранспортных, тепловозных и судовых дизелей, топливо печное, керосин осветительный и т.п.)
Марка нефтепродукта	Индивидуальный нефтепродукт (название, номерное или буквенное обозначение), состав и свойство которого регламентированы нормативно-технической документацией (бензин А-76, бензин Аи-93, дизельное топливо "Л", дизельное топливо "З", керосин осветительный КО-30, керосин осветительный КО-25, топливо печное бытовое ТПБ и т.д.)
Вид нефтепродукта	Совокупность нефтепродуктов, входящих в одну марку, но имеющих разные значения по одному из показателей качества Государственного стандарта (бензин летний, бензин зимний, дизельное топливо летнее, дизельное топливо зимнее, дизельное топливо специальное и т.п.)
Сорт нефтепродукта	Градация нефтепродукта определенного вида по одному или нескольким показателям качества, установленная нормативной документацией в зависимости от значений допускаемых отклонений показателей качества (бензин этилированный, бензин неэтилированный, летний бензин с давлением насыщенных паров 500 мм рт.ст., зимний бензин с давлением насыщенных паров 700 мм рт.ст., дизельное топливо с содержанием серы 0,5%, дизельное топливо вязкостью 3,5 сст. и т.д.)

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ2

(рекомендуемое)

 

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ,ТРЕБУЮЩИХ ПОДОГРЕВА ПРИ СЛИВЕ

 

Наименование, марка нефтепродукта	Кинематическая вязкость, сст при температуре °С		Температура, °С		Общее время подогрева и слива, час
	50 °С	100 °С	застывания	перекачки	холодный период года	теплый период года
Масла моторные, автомобильные для карбюраторных двигателей ГОСТ 10541-78
М-63/12-Г1	-	12,0	-30	+5	4	3
М-53/10-Г1		10-11	-38	0	4	3
M-43/6-B1		5,5-6,5	-42	0	4	3
М-8-В		7,5-8,5	-25	+5	4	3
М-63/10-В		9,5-10,5	-30	+15	6	5
Масла моторные для автотракторных дизелей ГОСТ 8581-78
M-8B2, М-8Г2	-	8,0	-25	+5	4	3
М-8Г2К		8,0	-30	+5	4	3
М-10В2, М-10Г2		11,0	-15	+20	4	3
М-10Г2К		11,0	-18	+15	4	3
Масла моторные для дизельных двигателей ГОСТ 12337-84
М-10В2С	91	11,0-12,0	-15	+25	4	3
М-14В2, М-14Г2	120	13,5-14,5	-12	+30	6	5
М-20В2Ф, М-20Г2		19,0-22,0	-15	+35	6	5
Масла авиационные ГОСТ 21743-76
МС-14	96	14,0	-30	+30	4	3
МС-20	160	20,5	-18	+35	6	5
Масла трансмиссион. ГОСТ 23652-79
ТСп-14, ТСп-15К	-	15,0	-25	+30	6	5
Тэп-15	-	15,0	-18	+35	8	6
ТСп-10	-	10,0	-40	+20	6	5
ТСп-14, ТСп-14гип	-	14,0-14,5	-25	+30	6	5
ТАп-15В	-	15,0	-20	+30	8	6
ТАД-17п	110-120	17,5	-25	+35	6	5
Масла турбинные ГОСТ 32-74, ГОСТ 9972-74
Т-22, Тп-22	20-23	-	-15	+5	4	3
Т-30, Тп-30	28-32	-	-10	+10	4	3
Т-46, Тп-46	44-48	-	-10	+15	4	3
Т-57	55-59	-	-	+25	4	3
Масла цилиндровые, тяжелые ГОСТ 6411-76
цилиндровое-38		32-50	+17	+55	10	8
цилиндровое-52		50-70	-5	+55	10	8
Масла индустриальные ГОСТ 20799-88
И-5А	6,0-8,0	-	-18	+5	4	3
И-8А	9,0-11,0	-	-15	+5	4	3
И-12А	13,0-17,0	-	-15	+5	4	3
И-12А1	13,0-17,0	-	-30	0	4	3
И-20А	29,0-35,0	-	-15	+15	4	3
И-30А	41,0-51,0	-	-15	+20	4	3
И-40А	61,0-75,0	-	-15	+25	4	3
И-50А	90,0-110	-	-15	+35	6	5
Топливо нефтяное ГОСТ 10585-75
Мазут флотский (Ф-5)	36,0	-	-5	+15	4	3
Мазут флотский (Ф-12)	89,0	-	-8	+25	4	3
Мазут топочный 40		59,0 (при т-ре 80 °С)	+25	+45	8	6
Мазут топочный 100		118	+42	+60	10	8
Масло компрессорное ГОСТ 1861-73
К-12	-	11,0-14,0	-25	+25	4	3
К-19		17,0-21,0	-5	+35	6	5
Масла осевые ГОСТ 610-72
Л	42,0-60,0	-	-	+15	4	3
З	-22	-	-40	0	4	3
С	12-14	-	-55	0	4	3

 

Примечание. Продолжительность холодного периода годасогласно Правилам перевозок грузов установлена с 15 октября по 15 апреля.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ3

 

ЕДИНЫЕ (ОБЩИЕ)СУДОЧАСОВЫЕ НОРМЫ СЛИВА-НАЛИВА НАЛИВНЫХ СУДОВ, ОБРАБАТЫВАЕМЫХ НА ПРИЧАЛАХ НЕОБЩЕГО ПОЛЬЗОВАНИЯ, (т/час)

 

		Суда грузоподъемностью, т
Грузооборот причала, т	Диаметры грузового трубопро-	600 и менее	601- 1800		1801- 4000	4001 и более	600 и менее	601- 1800	1801- 4000		4001 и более		600 и менее	601- 1800		1801- 4000		4001 и более
	вода, мм	Погрузка светлых нефтепродуктов					Выгрузка светлых и погрузка темных нефтепродуктов						Выгрузка темных нефтепродуктов
1. до 5000	100 и менее	55	60	70		90	45	50		60		75	40		40		50		65
	150	70	85	110		130	60	70		90		110	50		60		75		95
	200	90	110	145		170	75	90		120		140	65		75		100		120
	300 и более	110	145	215		235	90	120		180		195	75		100		150		165
2. 5001-10000	100 и менее	70	90	95		120	60	65		80		100	50		55		70		85
	150	100	120	150		180	85	100		125		150	70		85		110		130
	200	140	155	210		245	115	130		175		205	100		110		150		175
	300 и более	145	235	340		380	120	195		285		315	100		165		240		270
3. 10001-20000	100 и менее	95	95	115		145	80	80		95		120	70		70		80		100
	150	130	150	185		220	110	125		155		185	95		110		130		160
	200	145	205	270		310	120	170		225		260	100		145		190		220
	300 и более	145	275	400		430	120	230		330		360	100		195		280		300
4. 20001-30000	100 и менее	110	110	130		170	90	90		110		140	75		75		95		120
	150	145	175	220		265	120	145		185		220	100		125		160		190
	200	145	240	310		370	120	200		260		310	100		170		220		265
	300 и более	145	340	460		520	120	280		385		435	100		240		330		370
5. 30001-50000	100 и менее	120	120	150		125	100	100		125		155	85		85		110		130
	150	145	205	250		305	120	170		210		255	100		145		180		220
	200	145	280	385		445	120	235		320		370	100		200		270		315
	300 и более	145	415	595		660	120	345		500		550	100		295		425		470
6. 50001-100000	100 и менее	145	145	180		220	120	120		150		185	100		100		130		160
	150	145	240	310		370	120	200		260		310	100		170		220		265
	200	145	355	455		540	120	295		380		450	100		250		320		380
	300 и более	145	450	650		720	120	375		520		600	100		320		440		510

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ4

 

СУДОЧАСОВЫЕ НОРМЫПОГРУЗКИ-ВЫГРУЗКИ МОРСКИХ СУДОВ

 

Наименование	Налив										Слив
нефтеналивных грузов	Дедвейт										Суммарная производительность судовых грузовых насосов (м3/час)
	10000- 17000	17001- 27000	27001- 37000	37001- 41000	41001- 45000	45001- 55000	55001- 80000	80001- 120000	120001- 150000	Более 150000	2001- 2500	2501- 3500	3501- 5000	7500	10000	12000	15000	Более 15000
Мазут	2000	2500	3000	3000	4000	4500	-	-	-	-	1600	2100	2800	-	-	-	-	-
Моторное топливо, дизельное топливо	2000	2500	3000	3000	4000	4500	-	-	-	-	1600	2100	2800	-	-	-	-	-
Реактивное топливо	1500	1500	1700	2200	-	-	-	-	-	-	1450	-	-	-	-	-	-	-
Керосины	1500	1500	1700	2200	3000	-	-	-	-	-	1550	2000	-	-	-	-	-	-
Автолы, масло смазочное	600	600	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Бензины	1300	1300	1500	2000	2500	-	-	-	-	-	1360	1800	-	-	-	-	-	-
Масла специальные (трансформаторное, веретенное и др.)	1200	1200	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

 

Примечания:

1. Судочасовые нормы налива-слива для малых судов, невключенных в настоящую таблицу, принимаются в проектах в соответствии сдействующими эксплуатационными нормами ММФ по наибольшему значению.

2. Для периода одновременного налива двух видовнефтепродуктов на один танкер нормы для каждого вида снижаются на 50%.

3. При перегрузке вязких нефтепродуктов при температуревоздуха ниже 0 градусов нормы снижаются на 15%; при сливе бензина в летнийпериод нормы снижаются на 10%.

4. В настоящих нормах предусматривается, чтонеобходимая подготовка продукта к перекачке (подогрев и др.) производится доначала грузовых операций и в соответствующее время в нормы налива-слива невключено.

5. При конкретном проектировании, если суммарнаяпроизводительность насосов расчетного танкера иная, чем приведена в настоящихнормах, норма слива уточняется по формуле

Мсп = SQgm т/час, где SQ - суммарная производительность судовых насосов в м/час;

g - плотность нефтепродуктов, т/м; m -относительная доля груза, откачиваемого грузовыми судовыми насосами,принимается 0,85-0.95.

6. Расчетная производительность насосных установокнефтебазы для обеспечения приведенных судочасовых норм составляет 1,35-1,40 ксоответствующим нормам налива.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ5

 

УДЕЛЬНОЕ ОБЪЕМНОЕЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

Наименование продукта	Удельное объемное электрическое сопротивление, Ом·м
Бензин А-72	3,1·109-2,8·1011
Бензин А-76	9,5·109-2,5·1011
Бензин Аи-93	4,0·109-4,4·1011
Бензин Аи-98	2,3·1010-2,8·1010
Бензин Б-70	1,5·1010-5,0·1011
Бензин Б-91/115	4,7·109-3,6·1011
Бензин Б-95/130	3,5·109-2,1·1011
Керосин осветительный	2,0·109-3,6·1011
Керосин для технических целей	2,4·108-4,2·1010
Топливо дизельное	3,3·108-5,1·1011
Топливо Т-1	1,9·1010-1,5·1010
Топливо ТС-1	3,6·1010-5,6·1010
Бензин-растворитель (БР-1) "Калоша"	1010-1012
Бензин-растворитель (Уайт-спирит)	1,0·1010-1,6·1012
Конденсаторное масло	1012
Топливо Т-5	1,5·1012
Топливо Т-6	1,0·1013
Топливо Т-7	3,0·1011-1,4·1012
Топливо Т-8	2,5·1012-2,8·1013

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ6

 

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ,ДОПУСКАЮЩИХ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ

ПЕРЕКАЧКИ  ПО ОДНОМУТРУБОПРОВОДУ

 

ТОПЛИВО

1 группа -автомобильные бензины неэтилированные.

2 группа -автомобильные бензины этилированные.

3 группа -высокооктановые бензины Аи-93, Аи-95.

4 группа -керосин осветительный, топливо для быстроходных дизелей, топливо дизельное.

5 группа -топливо моторное, для среднеоборотных и малооборотных дизелей, топливо нефтяное(мазут).

6 группа -топливо для реактивных двигателей.

7 группа -бензины авиационные этилированные.

8 группа -бензины авиационные неэтилированные, бензины растворители.

МАСЛА

1 группа -авиационные и для турбореактивных двигателей.

2 группа -турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин, конденсаторные, МТ, МК-6,МК-8, трансформаторные, МС-6, МС-8, МС-8П, МК-8п.

3 группа -веретенное АУ, Ауп.

4 группа -трансмиссионные, цилиндровые.

5 группа -автомобильные, автотракторные, индустриальные, компрессорные, судовые, моторныедля высокоскоростных механизмов.

6 группа -осевые.

7 группа -дизельные.

8 группа -отработанные.

Примечание. Допускается перекачка по одномутрубопроводу при условии его опорожнения: масел 5 и 7 групп, масел 4 и 6 групп,автомобильного бензина неэтилированного и дизельного топлива.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ7

(рекомендуемое)

 

ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОГОРАСЧЕТА РЕЗЕРВУАРОВ С ИЗОЛЯЦИЕЙ:

ТОЛЩИНА 0,06 м,КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ 0,04 ккал/м·ч·град,

ДАВЛЕНИЕ ПАРА 0,4 МПа

 

					Емкость резервуара (м3) и площадь подогревателя (м2)
					100		200		400		700		1000		2000			3000
Показатели	Наименование нефтепродукта	Наружная темпера- тура воздуха, °С	Время охлажде- ния нефтепро- дукта, час	Конечная темпера- тура разо- грева, °С	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля	расче- тные дан- ные	пло- щадь подо- грева- теля		расче- тные дан- ные
1. Расход пара на
подогрев	Мазут	-20	480							496	28,9	578	31	612	61	1178	62		1185
нефтепродукта,		-30	480							507	31,0	633	53	1066	90	1767	83		1611
кг/час		-40	480							518	51,8	1079	59	1208	115	2295	101		1990
		-20	600							509	28,9	594	31	627	61	1207	62		1213
		-30	600	60	-	-	-	-	24,2	522	31,0	652	53	1096	90	1815	83		1653
		-40	600							534	51,8	1113	59	1246	115	2362	101		2046
		-20	840							528	28,9	617	31	652	61	1255	62		1260
		-30	840							543	31,0	680	53	1144	90	1894	83		1724
		-40	840							558	51,8	1158	59	1304	115	2474	101		2142
	Масла	-20	480			192	11,8	236		474	28,9	555	31	587	61	1135	62		1143
	цилиндровые	-30	480			197	22,7	467		484	31,0	608	53	1024	90	1703	83		1554
		-40	480			203	22,7	479		495	51,8	1036	59	1161	115	2212	101		1921
		-20	600			196	11,8	242		485	28,9	567	31	601	61	1159	62		1167
		-30	600	50	9,4	202	22,7	479	24,2	497	31,0	623	53	1050	90	1743	83		1590
		-40	600			207	22,7	492		509	51,8	1065	59	1194	115	2270	101		1969
		-20	840			201	11,8	249		500	28,9	587	31	622	61	1199	62		1206
		-30	840			207	22,7	494		515	31,0	647	53	1091	90	1811	83		1651
		-40	840			213	22,7	509		530	51,8	1110	59	1245	115	2367	101		2052
	Масла
	индустриальные,	-20	480			342	11,8	428	13,3	478	28,9	1034	31	11105	61	2162	62		2191
	турбинные, осевые	-30	480			350	11,8	436	24,2	885	31,0	1125	53	1914	90	3227	83		2966
		-40	480			357	22,7	854	24,2	900	51,8	1908	59	2160	115	4171	101		3648
		-20	600			345	11,8	430	13,3	482	28,9	1041	31	1112	61	2175	62		2205
		-30	600	10	9,4	352	11,8	439	24,2	893	31,0	1135	53	1931	90	3254	83		2989
		-40	600			360	22,7	863	24,2	910	51,8	1929	59	2183	115	4214	101		3683
		-20	840			347	11,8	434	13,3	486	28,9	1052	31	1124	61	2198	62		2227
		-30	840			356	11,8	444	24,2	905	31,0	1151	53	1958	90	3298	83		3029
		-40	840			364	22,7	875	24,2	924	51,8	1961	59	2220	115	4284	101		3744
	Масла моторные,
	трансмиссионные,	-20	480			267	11,8	332	13,3	371	28,9	799	31	853	61	1666	62		1688
	авиационные,	-30	480			273	11,8	339	24,2	688	31,0	873	53	1482	90	2492	83		2288
	компрессорные	-40	480			279	22,7	667	24,2	701	51,8	1482	59	1675	115	3227	101		2818
		-20	600			269	11,8	335	13,3	374	28,9	807	31	861	61	1681	62		1701
		-30	600	15	9,4	276	11,8	344	24,2	696	31,0	883	53	1499	90	2519	83		2311
		-40	600			283	22,7	677	24,2	711	51,8	1503	59	1698	115	3269	101		2854
		-20	840			272	11,8	339	13,3	379	28,9	819	31	873	61	1704	62		1725
		-30	840			279	11,8	349	24,2	708	31,0	898	53	1526	90	2564	83		2351
		-40	840			287	22,7	688	24,2	725	51,8	1535	59	1735	115	3339	101		2913
2. Расход пара на
поддержание	Мазут	-20	480							31,1	28,9	48,3	31	58,2	61	105,1	62		150,6
температуры,		-30	480							34,9	31,0	54,2	53	65,5	90	118,1	83		169,6
кг/час		-40	480							38,7	51,8	60,2	59	72,7	115	131,2	101		188,4
		-20	600							29,2	28,9	45,6	31	55,3	61	100,4	62		144,6
		-30	600	60	-	-	-	-	24,2	32,8	31,0	51,3	53	62,1	90	112,8	83		162,5
		-40	600							36,4	51,8	56,9	59	68,9	115	125,2	101		180,5
		-20	840							26,5	28,9	41,5	31	50,5	61	92,4	62		133,8
		-30	840							29,8	31,0	46,6	53	56,7	90	103,8	83		150,4
		-40	840							32,9	51,8	60,1	59	62,9	115	115,2	101		166,8
	Масла	-20	480			9,1	11,8	15,6		26,9	28,9	41,9	31	50,6	61	91,3	62		131,2
	цилиндровые	-30	480			10,4	22,7	17,8		30,8	31,0	47,8	53	57,8	90	104,4	83		149,9
		-40	480			11,6	22,7	20,0		34,6	51,8	53,8	59	65,0	115	117,4	101		68,6
		-20	600			8,5	11,8	14,6		25,4	28,9	39,6	31	48,0	61	87,2	62		125,6
		-30	600	50	9,4	9,7	22,7	16,7	24,2	28,9	31,0	45,2	53	54,8	90	99,6	83		143,5
		-40	600			10,9	22,7	18,7		32,5	51,8	50,8	59	61,6	115	111,9	101		161,4
		-20	840			7,8	11,8	13,3		23,0	28,9	36,1	31	43,8	61	80,3	62		116,2
		-30	840			8,9	22,7	15,2		26,3	31,0	41,1	53	50,0	90	91,6	83		132,7
		-40	840			10,0	22,7	17,1		29,5	51,8	46,2	59	56,2	115	103,0	101		149,1
	Масла
	индустриальные,	-20	480			3,9	11,8	6,6	13,3	11,5	28,9	17,8	31	21,5	61	38,9	62		55,9
	турбинные, осевые	-30	480			5,2	11,8	8,8	24,2	15,3	31,0	23,8	53	28,7	90	51,9	83		74,5
		-40	480			6,5	22,7	11,1	24,2	19,1	51,8	29,7	59	35,9	115	64,9	101		93,2
		-20	600			3,6	11,8	6,2	13,3	10,8	28,9	16,9	31	20,4	61	37,1	62		53,5
		-30	600	10	9,4	4,8	11,8	8,3	24,2	14,4	31,0	22,5	53	27,2	90	49,5	83		71,4
		-40	600			6,1	22,7	10,4	24,2	18,0	51,8	28,1	59	34,0	115	61,9	101		89,2
		-20	840			3,4	11,8	5,7	13,3	9,8	28,9	15,4	31	18,7	61	34,2	62		49,4
		-30	840			4,5	11,8	7,6	24,2	13,1	31,0	20,5	53	24,9	90	45,5	83		65,9
		-40	840			5,6	22,7	9,5	24,2	16,4	51,8	25,6	59	31,1	115	56,9	101		82,3
	Масла моторные,
	трансмиссионные,	-20	480			4,5	11,8	7,8	13,3	13,4	28,9	20,9	31	25,2	61	45,5	62		65,3
	авиационные,	-30	480			5,8	11,8	10,0	24,2	17,3	31,0	26,8	53	32,4	90	58,5	83		84,1
	компрессорные	-40	480			7,1	22,7	12,2	24,2	21,1	51,8	32,8	59	39,6	115	71,5	101		102,7
		-20	600			4,3	11,8	7,3	13,3	12,6	28,9	19,7	31	23,9	61	43,4	62		62,6
		-30	600	15	9,4	5,5	11,8	9,4	24,2	16,3	31,0	25,4	53	30,7	90	55,8	83		80,4
		-40	600			6,7	22,7	11,4	24,2	19,8	51,8	31,0	59	37,5	115	68,2	101		98,3
		-20	840			3,9	11,8	6,7	13,3	11,5	28,9	18,0	31	21,8	61	40,0	62		57,8
		-30	840			5,1	11,8	8,6	24,2	14,8	31,0	23,1	53	28,1	90	51,4	83		74,3
		-40	840			6,2	22,7	10,5	24,2	18,0	51,8	28,2	59	34,3	115	62,7	101		90,8
3. Время подогрева
нефтепродукта, час	Мазут	-20	480							30,9	28,9	42	31	49	61	46	62		70
		-30	480							34,2	31,0	44	53	31	90	34	83		56
		-40	480							37,4	51,8	27	59	30	115	29	101		50
		-20	600							34,3	28,9	48	31	56	61	53	62		80
		-30	600	60	-	-	-	-	24,2	37,8	28,9	49	53	35	90	39	83		64
		-40	600						41,2	41,2	51,8	31	59	34	115	33	101		57
		-20	840							38,9	28,9	55	31	65	61	64	62		96
		-30	840							42,6	31,0	56	53	41	90	46	83		78
		-40	840							46,2	51,8	42	59	39	115	39	101		68
	Масла	-20	480			21	11,8	31		28	28,9	38	31	44	61	42	62		62,1
	цилиндровые	-30	480			23	22,7	18		31	31,0	40	53	28	90	31	83		51,1
		-40	480			26	22,7	19		34	51,8	26	59	28	115	27	101		46,1
		-20	600			23	11,8	34		31	28,9	43	31	50	61	48	62		71,7
		-30	600	50	9,4	25	22,7	19	24,2	35	31,0	45	53	32	90	36	83		58,9
		-40	600			28	22,7	21		38	51,8	29	59	32	115	31	101		53,0
		-20	840			25	11,8	38		35	28,9	50	31	59	61	57	62		86,6
		-30	840			27	22,7	21		39	31,0	52	53	37	90	43	83		71,0
		-40	840			30	22,7	23		43	51,8	33	59	37	115	36	101		63,7
	Масла
	индустриальные,	-20	480			5,0	11,8	7,0	13,3	11,3	28,9	8,2	31	9,4	61	8,7	62		12,5
	турбинные,  осевые	-30	480			6,0	11,8	9,0	24,2	8,1	31,0	10,1	53	7,2	90	7,8	83		12,3
		-40	480			8,0	22,7	6,0	24,2	10,0	51,8	7,4	59	8,0	115	7,5	101		12,5
		-20	600			5,3	11,8	7,7	13,3	12,7	28,9	9,4	31	10,8	61	10,2	62		14,7
		-30	600	10	9,4	7,0	11,8	10,0	24,2	9,1	31,0	11,5	53	8,3	90	9,1	83		14,5
		-40	600			8,5	22,7	6,4	24,2	11,2	51,8	8,4	59	9,2	115	8,8	101		14,7
		-20	840			6,0	11,8	8,7	13,3	14,8	28,9	11,2	31	13,1	61	12,6	62		18,4
		-30	840			7,6	11,8	11,4	24,2	10,5	31,0	13,7	53	10,0	90	11,2	83		18,0
		-40	840			9,3	22,7	7,2	24,2	12,9	51,8	10,0	59	11,0	115	10,7	101		18,2
	Масла моторные,
	трансмиссионные,	-20	480			7,4	11,8	10,6	13,3	17,2	28,9	12,5	31	14,4	61	13,4	62		19,3
	авиационные,	-30	480			9,3	11,8	13,4	24,2	11,8	31,0	14,8	53	10,5	90	11,5	83		18,2
	компрессорные	-40	480			11,1	22,7	8,2	24,2	14,2	51,8	10,6	59	11,4	115	10,8	101		18,1
		-20	600			8,0	11,8	11,7	13,3	19,4	28,9	14,3	31	16,6	61	15,6	62		22,6
		-30	600	15	9,4	10,1	11,8	14,8	24,2	13,3	31,0	16,9	53	12,1	90	13,3	83		21,3
		-40	600			12,0	22,7	9,1	24,2	15,9	51,8	12,0	59	13,1	115	12,5	101		21,1
		-20	840			8,8	11,8	13,2	13,3	22,5	28,9	17,0	31	19,9	61	19,2	62		28,1
		-30	840			11,0	11,8	16,5	24,2	15,3	31,0	19,9	53	14,5	90	16,3	83		26,4
		-40	840			13,1	22,7	10,1	24,2	18,3	51,8	14,1	59	15,6	115	15,3	101		26,0
4. Конечная
температура	Мазут	-20	480		-	-	-	-		15,7	28,9	21,2	31	24,7	61	29,7	62		32,1
нефтепродукта		-30	480							10,1	31,0	16,3	53	20,2	90	25,9	83		28,6
после охлаждения,		-40	480							4,4	51,8	11,3	59	15,7	115	22,0	101		25,1
град. С		-20	600							9,1	28,9	14,8	31	18,5	61	24,1	62		26,8
		-30	600	60		-	-	-	24,2	2,6	31,0	9,0	53	13,2	90	19,5	83		22,6
		-40	600							-3,9	51,8	3,3	59	8,0	115	15,0	101		18,3
		-20	840							-0,7	28,9	4,8	31	8,7	61	14,6	62		17,6
		-30	840							-8,4	31,0	-2,2	53	2,1	90	8,8	83		12,2
		-40	840							-16,1	51,8	-7,5	59	-4,4	115	3,0	101		6,8
	Масла	-20	480			-0,9	11,8	4,0		10,3	28,9	15,1	31	18,2	61	22,7	62		24,9
	цилиндровые	-30	480			-8,3	22,7	-2,7		4,5	31,0	9,9	53	13,6	90	18,7	83		21,2
		-40	480			-15,7	22,7	-9,4		-1,3	51,8	4,9	59	8,9	115	14,8	101		17,6
		-20	600			-6,2	11,8	-1,7		4,5	28,9	9,5	31	12,7	61	17,7	62		20,1
		-30	600	50	9,4	-14,4	22,7	-9,2	24,2	-2,1	31,0	3,6	53	7,3	90	13,0	83		15,8
		-40	600			-22,6	22,7	-16,8		-8,8	51,8	-2,4	59	1,9	115	8,3	101		11,4
		-20	840			-12,9	11,8	-9,4		-4,0	28,9	0,7	31	4,1	61	9,3	62		12,0
		-30	840			-21,9	22,7	-18,0		-11,9	31,0	-6,4	53	-2,6	90	3,4	83		6,4
		-40	840			-31,0	22,7	-26,6		-19,7	51,8	-13,6	59	-9,3	115	-2,6	101		0,9
	Масла
	индустриальные,	-20	480			-12,2	11,8	-10,1	13,3	-7,4	28,9	-5,3	31	-4,0	61	-2,1	62		-1,1
	турбинные, осевые	-30	480			-19,6	11,8	-16,9	24,2	-13,3	31,0	-10,5	53	-8,7	90	-6,1	83		-4,9
		-40	480			-27,6	22,7	-23,7	24,2	-19,2	51,8	-15,7	59	-13,5	115	-10,2	101		-8,6
		-20	600			-14,4	11,8	-12,5	13,3	-9,9	28,9	-7,8	31	-6,4	61	-4,2	62		-3,2
		-30	600	10	9,4	-22,6	11,8	-20,1	24,2	-16,6	31,0	-13,8	53	-11,9	90	-9,0	83		-7,6
		-40	600			-30,9	22,7	-27,7	24,2	-23,3	51,8	-19,8	59	-17,4	115	-13,8	101		-12,1
		-20	840			-17,1	11,8	-15,7	13,3	-13,5	28,9	-11,5	31	-10,1	61	-7,8	62		-6,7
		-30	840			-26,3	11,8	-24,4	24,2	-21,4	31,0	-18,7	53	-16,8	90	-13,8	83		-12,3
		-40	840			-35,4	22,7	-33,0	24,2	-29,3	51,8	-26,0	59	-23,6	115	-19,9	101		-18,0
	Масла моторные,
	трансмиссионные,	-20	480			-10,9	11,8	-8,4	13,3	-5,3	28,9	-2,9	31	-1,3	61	1,0	62		2,1
	авиационные,	-30	480			-18,3	11,8	-15,2	24,2	-11,2	31,0	-8,1	53	-6,0	90	-3,1	83		-1,7
	компрессорные	-40	480			-25,9	22,7	-22,0	24,2	-17,1	51,8	-13,3	59	-10,8	115	-7,2	101		-5,4
		-20	600			-13,5	11,8	-11,2	13,3	-8,2	28,9	-5,7	31	-4,1	61	-1,6	62		-0,3
		-30	600	15	9,4	-21,7	11,8	-18,8	24,2	-14,9	31,0	-11,7	53	-9,6	90	-6,4	83		-4,8
		-40	600			-30,0	22,7	-26,5	24,2	-21,7	51,8	-17,7	59	-15,1	115	-11,2	101		-9,2
		-20	840			-16,7	11,8	-15,0	13,3	-12,4	28,9	-10,0	31	-8,4	61	-5,8	62		-4,4
		-30	840			-25,8	11,8	-23,7	24,2	-20,3	31,0	-17,3	53	-15,2	90	-11,8	83		-10,1
		-40	840			-35,0	22,7	-32,4	24,2	-28,3	51,8	-24,6	59	-22,0	115	-17,8	101		-15,7

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ8

 

ПЕРЕЧЕНЬКОНТРОЛИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ (ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЙ ИКОНТРОЛЬНЫЙ АНАЛИЗЫ)

 

№№ п/п

Наименование нефтепродукта

Цвет и прозра- чность

Плот- ность

Фракци- онный состав

Содер- жание водорас- творимых кислот и щелочей

Содер- жание мех. при- месей и воды

Содер- жание факти- ческих смол

Период стабиль- ности против выпадения осадка

Вяз- кость

Кис- лот- ность

Тем- пера- тура засты- вания

Окта- новое число

Тем- пера- тура вспы- шки

Содер- жание серы

1.

Авиационные бензины и высооктановые компоненты

+ ,0

+,0

+,0

+

+,0

+

+

+

2.

Автомобильные бензины

+,0

+,0

+

+

+,0

+

+

3.

Топлива для реактивных двигателей

+,0

+

+

+,0

+

+,0

+

+,0

4.

Топливо дизельное и моторное

+,0

+

+

+,0

+

+

+

+

+

5.

Мазуты

+,0

+

+,0

+

+

+

+

+

6.

Масла авиационные, дизельные, автотракторные, индустриальные и др.

+,0

+

+,0

+

+

7.

Керосин осветительный и технический

0

+,0

+

+

+,0

+

+

8.

Нефтепродукты отработанные в объеме ГОСТ 21046-81

 

Условные обозначения:	+. контрольные анализы;
	0. приемо-сдаточные анализы.

 

Примечание. Полный анализ выполняется в объеме ГОСТ илиТУ.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ9

 

ПРИМЕРНЫЙ РАСХОД ВРЕМЕНИ(Тмин) НА ВЫПОЛНЕНИЕ АНАЛИЗОВ

 

Определяемые физико-химические показатели
Наименование нефтепродуктов		Плот- ность	Фракци- онный состав	Содер- жание ТЭС	Содер- жание факти- ческих смол	Кисло- тность	Проба на мед- ную плас- тинку	Содер- жание водораст- воримых кислот и щелочей	Содер- жание мех. примесей воды, цвет и прозра- чность	Тем-ра вспы- шки (закры- тый тигль)	Тем-ра вспы- шки (откры- тый тигль)	Вязкость кинема- тическая при 20 °С	Золь- ность	Тем-ра  помут- нения	Содер- жание серы	Коксу- емость	Тем-ра засты- вания
Бензины, топлива для  реактивных	Т	10	70	180	135	35	15	10	5	25	-	45	140	80	110	90	-
двигателей, дизтоплива	К	0,02	0,15	0,38	0,28	0,07	0,03	0,02	0,01	0,05	-	0,09	0,29	0,17	0,23	0,19	-
Масла, мазуты	Т	15	-	-	-	40	-	15	160	105	35	200	160	-	-	90	65
	К	0,03	-	-	-	0,08	-	0,03	0,03	0,22	0,07	0,42	0,33	-	-	0,19	0,14

 

Примечание.

В качестве условного анализа принят анализдлительностью 8 часов (480 мин.). Для сопоставления различных анализов сусловным, приняты условные коэффициенты (К), которые определяются как отношениенормы времени на один анализ к норме времени на условный анализ (Т/480).