необходимой оперативности нефтебазы при заданных условиях эксплуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров;
обеспечения не менее двух резервуаров на каждую марку нефтепродукта (исключение см. п. 4.3.3).
4.3.2. Среднее значение коэффициентов использования емкости резервуаров в зависимости от их конструкции и номинального объема следует принимать по таблице 6.
4.3.3. Установка одного резервуара на каждую марку (сорт) нефтепродукта допускается в следующих случаях:
операции приема и отгрузки не совмещаются во времени;
среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара менее трех;
резервуар используется как промежуточная (буферная) емкость, без промежуточного замера количества нефтепродукта.
Таблица 6
| Емкость резервуара | Коэффициент использования емкости в зависимости от типа | ||
| без понтона | с понтоном | с плавающей крышей | |
| До 5000 м3 вкл. | 0,85 | 0,81 | 0,80 |
| от 10000 до 30000 м3 | 0,88 | 0,84 | 0,83 |
Примечание. Коэффициентом использования емкости резервуаров учтен объем резервуара, постоянно занятый под переходящим остатком (мертвый), равный 2% и объем резервуаров, находящихся в зачистке или ремонте - 5%.
4.3.4. Для хранения нефтепродуктов рекомендуется применять наземные и подземные металлические или железобетонные резервуары, как правило, по действующим типовым проектам.
4.3.5. Сокращение потерь от испарения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 2 х 1,33 х 10(4) Па (200 мм.рт.ст) при температуре 20°С следует предусматривать путем применения резервуаров с понтонами, плавающими крышами или с газоуравнительной обвязкой.
4.3.6. В качестве дополнительного показателя для ориентировочного определения емкости резервуарного парка нефтебазы рекомендуются среднегодовые коэффициенты оборачиваемости емкости резервуарных парков различных типов нефтебаз, которые следует принимать по таблице 7.
4.3.7. При проектировании технического перевооружения или реконструкции нефтебаз, в случае выявления изменений емкости резервуарных парков, в проектах должны предусматриваться меры по переводу высвобождающихся резервуаров под хранение менее опасных в пожарном и экологическом отношениях нефтепродуктов, либо выводу их из эксплуатации. Выводу из эксплуатации прежде всего подлежат резервуары устаревших конструкций. Проектами технического перевооружения и реконструкции нефтебаз резервуары для хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров, указанных в пункте 4.3.5, должны быть оснащены средствами сокращения потерь от испарения нефтепродуктов (понтон, газоуравнительная обвязка и т.п.).
Таблица 7
Тип нефтебаз | Среднегодовые коэффициенты оборачиваемости резервуаров |
| Морские перевалочные | не менее 30 |
| Перевалочные (перевалочно-распределительные) | 25-40 |
| Распределительные, в т.ч., железнодорожные, трубопроводные | 10-18 |
| автомобильные | 8-14 |
| водные (на замерзающих реках) | 2-4 |
Примечание. Коэффициент оборачиваемости определяется как частное от годового грузооборота к емкости резервуарного парка.
4.3.8. К основному оборудованию резервуара относятся:
приемо-отгрузочные устройства с запорной арматурой;
дыхательная и предохранительная арматура;
устройства для отбора средней пробы и подтоварной воды;
приборы контроля, сигнализации и защиты;
подогревательные устройства;
противопожарное оборудование;
хлопушки и механизмы их управления.
Оснащение резервуаров основным оборудованием и схема его расположения определяются проектом.
4.3.9. Оборудование, устанавливаемое на типовом резервуаре, должно соответствовать данному типу резервуара. Применение другого оборудования допускается при согласовании с разработчиком проекта резервуара.
4.3.10. Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси.
4.3.11. Дыхательная арматура должна выбираться в зависимости от типа резервуара и хранимого нефтепродукта:
на резервуарах с понтоном для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных парой в соответствии с п. 4.3.5 и температурой застывания ниже 0°С следует устанавливать вентиляционные патрубки с огнепреградителями;
на резервуарах без понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров более 2 х 1,33 х 10(4) Па (200 мм.рт.ст), следует устанавливать дыхательную и предохранительную арматуру с огнепреградителем;
на резервуарах без понтона, предназначенных для приема и хранения нефтепродуктов с давлением насыщенных паров ниже 2 1,33 х 10(4) Па (200 мм.рт.ст.), должны устанавливаться вентиляционные патрубки с огнепреградителем.
4.3.12. При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами. В пониженной части трубопроводов ГУС должны быть установлены дренажные устройства, включающие в себя закрытые емкости (конденсатосборники). Уловленные нефтепродукты должны использоваться по своему прямому назначению.
4.3.13. При хранении в резервуарах высоковязких нефтепродуктов для предотвращения накопления осадков следует предусматривать на днище резервуара систему размыва.
4.4. Хранение нефтепродуктов в таре.
4.4.1. Складские здания и сооружения для хранения нефтепродуктов в таре следует проектировать в соответствии со СНиП 2.11.03-93 и настоящими нормами.
4.4.2. Нормы запаса нефтепродуктов, подлежащих хранению в таре, определяются по формуле в т:
q x n
2
Q = q x K + ────── (8)
i 1 н 260
где: q - - средняя месячная реализация нефтепродукта,
1 поступающего на нефтебазу в таре, т, но не менее
количества поступающего нефтепродукта в одном
железнодорожном полувагоне, автомашине или прицепе;
q - годовое количество нефтепродукта, затариваемое на
2 нефтебазе, т;
260 - количество рабочих дней в году;
n - количество суток хранения нефтепродуктов, затаренных
на нефтебазе, принимается в зависимости от