ООО "ПриволжскНИПИнефть"- специализированный институт по проектированию
инфраструктуры объектов разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки,
переработки, хранения и перевалки нефти, газа и их производных.
Разработка конструкторской документации для резервуаров,
металлоконструкций и нефтегазового оборудования.

Резервуары. проектирование резервуаров ПриволжскНИПИнефть

Резервуар происходит от слова «резерв». Резервуар представляет собой герметично закрываемый или открытый искуственно созданный сосуд, наполняемый жидким или газообразным веществом. Резервуар несёт накопительную функцию в системе, которой используются.

По типу расположения резервуары принято делить на надземные и подземные, вертикальные и горизонтальные.

Характеристика резервуаров


В России существуют резервуары большой емкости следующих основных типов:

  • Резервуары стальные вертикальные (РВС) без понтона, емкостью 5000, 10000, 20000, 30000 куб.м. Высота до крыши – до 18 метров
  • Резервуары вертикальные стальные с понтоном (РВСП), емкостью 10000, 20000 куб.м. Высота до понтона – от 1.6 до 2 метров, высота до крыши – от 12 до 18 метров.
  • Резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей (РВСПК), емкостью 20000, 50000, 100000 куб.м. Высота до ПК в нижнем положении – 2.2 метра, в верхнем – до 18 метров.
  • Резервуары железобетонные заглубленные цилиндрические (ЖБР), емкостью 10000, 20000 куб.м. Глубина – до 8 метров.
  • Резервуары железобетонные заглубленные прямоугольные (ЖБР), емкостью 10000 куб.м. Глубина – до 6 метров

Эти резервуары применяются при добыче нефти, трубопроводном транспорте нефти, переработке нефти, а также для хранении нефтепродуктов.

Наши возможности


Предприятие изготавливает вертикальные резервуары объёмом до 30 000 м3; для хранения нефти, нефтепродуктов, воды, химикатов, растительного масла; баки-аккумуляторы горячей воды.

Мы предлагаем резервуары вертикальные: РВС, РВСП, РВСС:

Резервуар







 

  

  

  

  

Документы


СНиП 2.11.03-93 СКЛАДЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ

Для резервуарных парков нефти и нефтепродуктов следует применять типы резервуаров в соответствии с требованиями ГОСТ 1510 - 84. Для нефти и нефтепродуктов с температурой застывания выше 0°С, для которых не могут применяться резервуары с плавающей крышей или с понтоном, следует предусматривать резервуары со стационарной крышей.*

* Резервуары со стационарной крышей с понтоном именуются здесь и в дальнейшем как резервуары со стационарной крышей без понтона - как резервуары со стационарной крышей.

Резервуары следует размещать группами.  

Общую   вместимость группы наземных  резервуаров, а также расстояние между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе, следует принимать в соответствии с таблицей

....

Примечание. Номинальные объемы применяемых типовых вертикальных и горизонтальных резервуаров и их основные размеры приведены в рекомендуемом приложении 2.

Между  резервуарами  разных типов, размеров и объемов расстояние следует принимать наибольшим из значений, установленных в табл. 6 для этих резервуаров.  

Наземные резервуары объемом 400 м3 и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью  до 4000 м3 каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется, а расстояние между ближайшими  резервуарами таких соседних групп следует принимать 15 м.  

Расстояние от этих резервуаров до резервуаров объемом  более 400 м3 следует принимать по табл.6, но не менее 15 м.  

Площадь зеркала подземного резервуара должна составлять не более 7 000 м2, а общая площадь зеркала группы подземных резервуа­ров  - 14 000 м2.  

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1 м.  

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть, м:  

  • наземных резервуаров номинальным объемом 20 000 м3 и более - 60, объемом до 20 000 м3 - 40;  
  • подземных  резервуаров - 15.  

При  размещении  каждой группы наземных резервуаров в отдельном котловане или выемке, вмещающим всю хранимую в этих резервуарах жидкость, расстояние между верхними бровками соседних котлованов или выемок следует принимать 15 м.  

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не  менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.  

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими сте­нами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлив­шейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.  

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих  стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м3 и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м3 и более.  

Группа из резервуаров объемом 400 м3  и менее общей вместимостью до 4000 м3, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна  быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.  

Обвалование  подземных  резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти  и мазутов. Объем, образуемый  между внутренними откосами обвалования, следует определять из условия удержания разлившейся жидкости в количестве, рав­ном 10%  объема наибольшего подземного резервуара в группе  

Обвалование группы подземных резервуаров для хранения нефти и мазутов допускается не предусматривать, если  объем, образуемый между откосами земляного полотна автомобильных дорог вокруг группы этих резервуаров, удовлетворяет указанному условию.  

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими  стенами следует отделять:

  • каждый резервуар объемом 20 000 м3 и более или несколько меньших  резервуаров суммарной  вместимостью 20 000 м3;
  • резервуары  с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;
  • резервуары для хранения этилированных бензинов от других резервуаров группы.  

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:   

  • 1 ,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м3 и более;  
  • 0,8 м - для остальных резервуаров.   

Резервуары в группе следует располагать:   

  • номинальным объемом  менее  1000 м3 - не более чем  в четыре ряда;   
  • объемом  от 1000 до 10 000 м3 - не более чем в три ряда;   
  • объемом  10 000 м3 и более - не более чем в два ряда.   

В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, допускается предусматривать заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов склада не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары. При этом планировочная отметка проезжей  части заезда должна быть на 0,2 м выше  уровня расчетного объема разлившейся жидкости.  

Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противопо­ложных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы  шириной не менее 0,7 м в количестве четырех - для группы резервуаров и не менее  двух - для отдельно стоящих резервуаров.  

Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах следует предусматривать пешеходные дорожки (тротуа­ры) шириной не менее 0,75 м.  

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на сварке. Для присоединения арматуры  допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками. Предприятие изготавливает вертикальные резервуары объёмом до 30 000 м3; для хранения нефти, нефтепродуктов, воды, химикатов, растительного масла; баки-аккумуляторы горячей воды.

Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках

Руководство содержит сведения, отражающие современные представления о процессах развития пожара и тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках, об организации работ при различных способах подачи пенных средств и обеспечении безопасности личного состава пожарной охраны.

С выходом настоящего Руководства утрачивают силу следующие документы:

  • Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. – М.: ГУПО-ВНИИПО, 1973. – 59 с.;
  • Рекомендации по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. – М.: ВНИИПО, 1991. – 48 с.;
  • Рекомендации по предупреждению и тушению пожаров в резервуарах с понтоном и плавающей крышей. – М.,
  • 1982. – 28 с. (в части тушения пожара);
  • Наставление по использованию передвижной пожарной техники для тушения пожаров горючих жидкостей в резервуарах подслойным способом. – М.: ВНИИПО-ВИПТШ, 1995. – 25 с.;
  • Рекомендации по обеспечению пожарной безопасности и тактике тушения пожаров в резервуарах на свайных основаниях для условий Западной Сибири и Крайнего Севера. – Тюмень, 1987. – 33 с.

Предназначено для начальствующего состава Государственной противопожарной службы, преподавателей и слушателей пожарно-технических учебных заведений, специалистов ведомств, организаций и предприятий нефтяной отрасли.

Разработано авторским коллективом в составе: канд. техн. наук И.Ф. Безродного, канд. техн. наук В.А. Меркулова, канд. техн. наук А.В. Шарикова (ВНИИПО МВД России); канд. техн. наук Е.Е. Кирюханцева, д-ра техн. наук А.Ф. Шароварникова, д-ра техн. наук В.П. Сучкова, канд. техн. наук С.С. Воеводы, канд. техн. наук Ю.М. Сверчкова (МИПБ МВД России); канд. техн. наук В.П. Молчанова, Ю.И. Панкова, канд. техн. наук А.Н. Гилетича, Ю.И. Дешевых, В.А. Колганова (ГУГПС МВД России).

Внесены и подготовлены к утверждению отделом пожарной охраны объектов ГУГПС МВД России.
Утверждены начальником ГУГПС МВД России 12 декабря 1999 г.
Введены в действие с 01.01.2000 г.

Оглавление:

  1. Введение
  2. Термины и определения
  3. Возникновение и развитие пожаров в резервуарах и резервуарных парках
  4. Огнетушащие вещества и способы тушения
  5. Тушение пожаров в резервуарах и резервуарных парках
  6. Организационно-подготовительные мероприятия
  7. Меры безопасности
  8. Литература

Приложения

  • Приложение 1. Классификация резервуаров и резервуарных парков
  • Приложение 2. Основные характеристики отечественных и зарубежных пенообразователей
  • Приложение 3. Номограмма для определения ориентировочного расхода раствора пенообразователя и количества генераторов
  • Приложение 4. Характеристики пеногенерирующей аппаратуры и техники для получения пены
  • Приложение 5. Основные характеристики огнетушащих порошков общего назначения
  • Приложение 6. Особенности тушения пожаров в резервуарных парках в условиях низких температур
  • Приложение 7. Прогнозирование развития пожара в резервуарной группе от лучистой энергии факела пламени
  • Приложение 8. Особенности откачки ГЖ из резервуаров